Transformador de Potência_instalação e Manutenção

52 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Em 1885, George Westinghouse Jr. compra os direitos da patente de Goulard-Gibbs para construir transformadores de corrente alternada e encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanley desenvolveu o primeiro modelo comercial do que, naquele momento, nomeou-se de transformador. O transformador possibilitava a elevação das tensões diminuindo as perdas na transmissão de energia elétrica, permitida pelo uso da corrente alternada, ao contrário da corrente contínua de Edison. O transformador é um equipamento elétrico, sem partes necessariamente em movimento, que transfere energia elétrica de um ou mais circuitos (primário) para outro ou outros circuitos (secundário, terciário), alterando os valores de tensões e correntes em um circuito de corrente alternada, ou modificar os valores de impedância do circuito elétrico, sem alterar a frequência do sistema. A necessidade da utilização de baixos níveis de tensão no consumidor e a necessidade de transmitir energia elétrica com tensões elevadas tornam muito importante o papel desempenhado pelo transformador de potência. Os transformadores representam o ativo mais caro da cadeia que conecta a geração até os pontos de utilização de energia elétrica. Atualmente, Por Marcelo Paulino* Capítulo I Princípios básicos de transformadores de potência com a pressão imposta pelas necessidades técnicas e comerciais, como as condições de um mercado de energia livre ou pelos esforços em manter o fornecimento de energia com qualidade a todos os seus clientes, aumentam as abordagens de uma manutenção baseada nas condições do equipamento. As equipes envolvidas com comissiona- mento e manutenção têm sofrido crescente pressão para reduzir custos, mesmo sendo forçadas a manter antigas instalações em operação por tanto tempo quanto possível. Os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas, tais como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Entretanto, a checagem regular das condições de operação desses equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de procedimentos e de ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. Portanto, para Novo!Novo! 53Apo io subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentos de manutenção, o presente texto apresenta os princípios básicos de funcionamento de transformadores de potência. Princípio de funcionamento do transformador monofásico O transformador é um aparelho estático, sem partes em movimento, que se destina a transferir energia elétrica de um circuito para outro, ambos de corrente alternada (CA), sem mudança no valor da frequência. O lado que recebe a potência a ser transferida é chamado de circuito primário e o lado do transformador que entrega potência é chamado de circuito secundário. A transferência é realizada por indução eletromagnética. Simplificando-se a lei de Lenz-Faraday, tem-se que, sempre que houver movimento relativo entre um campo magnético e um condutor, será induzida uma tensão (f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais. Pode-se ainda afirmar que ocorrerá a indução de corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel) em uma região onde existe um campo magnético variável ou quando um circuito é posto em movimento dentro de um campo magnético constante. A Figura 1 mostra a representação do estabelecimento do fluxo magnético pela bobina primária devido à aplicação da tensão U1. Aplicando-se a tensão U1, no primário do transformador, circulará uma pequena corrente denominada “corrente em vazio”, representada neste texto por I0. Se a tensão aplicada é variável no tempo, a corrente I0 também o é. De acordo com a lei de Ampère, tem-se: Figura 1 – Estabelecimento do fluxo entre duas bobinas. Tensão Alternada de Entrada U1 Tensão Alternada de Saída U2 Fluxo Magnético - ∅ SecundárioPrimário Em que: • H é a intensidade do campo; • l é o comprimento do circuito magnético; • N1I0 é a força magnetomotriz. 54 Apo io Com o transformador operando em vazio, ou sem carga, a corrente I0 magnetiza o transformador e induz as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do circuito secundário do transformador, haverá circulação da corrente I2 em seu enrolamento, cujo valor depende exclusivamente da carga ZC. Como visto, de acordo Em que: Da expressão (4) é possível concluir que, em qualquer condição de operação do transformador, sempre existirá a corrente I0 e que somente ela é responsável pela indução de E1 e E2, em outras palavras, E1 e E2 independem do regime de carga. Relação de transformação de um transformador monofásico A relação de transformação das tensões de um transformador monofásico é definida de duas formas: Relação de transformação teórica ou relação de espiras A relação de número de espiras, definida por KN, é dada pela relação das quedas de tensão internas nas bobinas do transformador. Assim, tem-se: Em que: • Re é a relutância do núcleo; • φ é o fluxo magnético. Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotriz impulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendo limitado pela relutância. Naturalmente, se a corrente é variável no tempo, o fluxo magnético também é. Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday que “sempre que houver movimento relativo entre o fluxo magnético e um circuito por ele cortado serão induzidas tensões neste circuito”. O transformador em operação Considerando a Figura 3: A expressão (1) pode ser rescrita como: Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 2 – Aplicação de tensão no primário do transformador e estabelecimento da corrente em vazio. Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio. com a lei de Ampère, I2 criará o fluxo de reação φ2 e de dispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm. Para que o transformador continue magnetizado, haverá uma compensação de fluxo no primário, ou seja: para manter a magnetização, o transformador exigirá da rede uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2; esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual cria o fluxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é: Para o transformador operando em vazio, tem-se que: Devido a este fato, a queda de tensão primária é mínima; assim: Além disto, nesta condição: Assim 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s A expressão (9) é importante, pois E1 e E2 são acessíveis a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetro no primário, obtêm-se U1 e, no secundário, estando o transformador em vazio, U2; desta forma, acha-se a relação do número de espiras com pequeno erro. Relação de transformação real Ao aplicar uma carga ZC ao secundário, a corrente I2 circula pelo secundário e I1 assume valores superiores a I0 assim, haverá queda de tensão no primário e no secundário e, portanto: Observe-se que: • se K > 1, o transformador é abaixador; e, • se K < 1, o transformador é elevador. Princípio de funcionamento do transformador trifásico A transformação trifásica pode ser realizada com um único transformador destinado a este fim ou por um banco de transformadores monofásicos. No caso de um transformador único, o custo inicial é inferior ao uso de bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige outro transformador de mesma potência como reserva. A Figura 4 mostra a representação de um transformador trifásico com as bobinas de cada fase dispostas em uma única perna do núcleo magnético. Além de promover a sustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria o caminho para a condução do fluxo magnético. Núcleo O núcleo do transformador é construído com uso de chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por uma película isolante. Com laminação a frio e tratamento Nestas condições, define-se a relação de transformação real ou a relação entre as tensões primárias e secundárias quando do transformador em carga, ou seja: Eventualmente, se a queda de tensão secundária for pequena (o que acontece para transformadores bem projetados) pode-se supor que: Figura 4 – Representação de um transformador trifásico. Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real. térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticos permitindo a redução das perdas e da corrente de magnetização e possibilitando alcançar altas densidades de fluxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentada por traves metálicas solidamente amarradas por faixas de fibra de vidro impregnadas com resina. Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui três correntes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120º elétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam fluxos nos núcleos monofásicos, também defasados de 120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os fluxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o que ocorre no local de união dos três núcleos. A solução que se adota, em termos práticos, é bastante simples, ou seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas (ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões. O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que as outras, originando uma pequena diferença nas correntes de magnetização de cada fase. Existem diversos tipos de núcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comum devido à sua facilidade construtiva e de transporte. Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos, apresenta como vantagem o fato de que quaisquer 57Apo io Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo do transformador. Figura 7 – Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico: (a) estrela, (b) delta, (c) zig-za desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentes condições elétricas das três fases, tendem desaparecer graças à interconexão magnética existente entre elas; assim, a fluxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelas outras duas. Além disso, existe a economia de material em relação ao uso de três transformadores monofásicos, e consequente diminuição das perdas em vazio. Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas são mais caras, pois deverão ter a potência total do transformador a ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado, pode ter apenas um terço da potência do conjunto. Enrolamentos Responsável pela condução da corrente de carga, os condutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricas e dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6 mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescente de tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocada próxima ao núcleo e assim por diante. Os enrolamentos de um transformador trifásico podem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zig- zag, conforme mostra a Figura 7. As ligações delta e estrela são as mais comuns. A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s secundária. A sua característica principal é sempre afetar igual e simultaneamente duas fases primárias, pois os seus enrolamentos são montados em pernas distintas seguindo uma ordem de permutação circular. Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser utilizada em presença de cargas desequilibradas. Adotando-se o padrão de designar as ligações primárias por meio de letras maiúsculas e secundárias por letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexões dos enrolamentos. O princípio de funcionamento é basicamente o mesmo do monofásico, tanto em vazio como em carga. Relação de transformação de transformadores trifásicos Como se sabe, a relação de transformação real é definida como a relação entre as tensões primárias (U1) e as secundárias (U2), ou seja: No transformador trifásico a relação de transformação tem a mesma definição, sendo as tensões entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos (E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à relação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões de transformadores trifásicos. Entretanto, como os enrolamentos podem estar conectados de diversas maneiras, nota-se que para cada modo de ligação haverá uma diferença entre a relação de transformação e a relação do número de espiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função de KN para cada ligação: Corrente em vazio Nos transformadores trifásicos, com a montagem de núcleo mostrada, as correntes de magnetização devem ser iguais entre si, nas fases laterais, e ligeiramente superiores na fase da perna central. Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas correspondentes as laterais são maiores. Dessa forma, adota-se um valor médio para a corrente em vazio, ou seja: Circuito equivalente e parâmetros do transformador De uma forma geral, os sistemas de potência são representados por apenas uma fase e um neutro, considerando as restantes como simétricas, evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y. No caso dos parâmetros percentuais, tal fato é irrelevante, pois independem das conexões dos enrolamentos, enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente o contrário. Assim no caso do primário em ligação delta, utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta forma, o transformador trifásico será representado Sendo assim, as relações de transformação K e KN para cada caso seriam: Na Figura 8a: Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se: Na Figura 8b: Então: Tabela 1 – Conexões dos enrolamenTos D D D Y Y Y d y z d y z Primário Secundário Figura 8 – Conexões de transformador trifásico. Tabela 2 – Valores de K em função de Kn para as diVersas ligações DD DY Dz YY YD YzLigação K 59Apo io pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões primárias em estrela e carga trifásica simétrica e equilibrada. Tipos de transformadores de potência São classificados como transformadores de potência em dois grupos: • Transformadores de potência ou de força, os quais são utilizados, normalmente, em subestações abaixadoras e elevadoras de tensão, empregados para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podem ser considerados como transformadores de força aqueles com potência nominal superior a 500 KVA, operando com tensão de até 765 KV; • Transformadores de distribuição, cuja função é de abaixar a tensão para a distribuição a centros de consumo e clientes finais das empresas de distribuição. São normalmente instalados em postes, plataformas ou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicas de 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15 kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V. Figura 9 – Transformadores de distribuição (monofásico e trifásico, respectivamente). Figura 10 – (a) Transformador subterrâneo utilizado em câmaras abaixo do nível do solo. (b) Transformador enclausurado em que o óleo do transformador não tem contato com o exterior. 60 Apo io A função do isolante em transformadores é garantir o isolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleo mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como óleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origem vegetal, isoladamente a base de compostos resinosos a seco ou isolado a gás SF6 (hexafluoreto de enxofre). A partir da definição do isolante, um transformador pode ser classificado como: • Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou • Transformador a seco, geralmente isolados com resinas. Critérios de classificação Vários autores e trabalhos técnicos têm classificado os transformadores de acordo com sua função no sistema, com os enrolamentos, com o material do núcleo, com a quantidade de fases, dentre outros elementos. A seguir são apresentados alguns desses critérios: Figura 12 – (a) Transformador de força a óleo. (b) Transformador a seco. Finalidade • De corrente • De potencial • De distribuição • De potência Função no sistema • Elevador • Abaixador • De interligação Sobre os enrolamentos • Dois ou mais enrolamentos • Autotransformador Material do núcleo • Ferromagnético • Núcleo a ar Quantidade de fases • Monofásico • Polifásico Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre transformadores de potência são as seguintes: • ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência – Parte 1: Generalidades; • ABNT NBR 5356-2 – Transformadores de potência – Parte 2: Aquecimento; • ABNT NBR 5356-3 – Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar; • ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores; • ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos; • ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas em Transformadores de potência – Procedimento; • ABNT NBR 5440 – Transformadores para redes aéreas de distribuição – Requisitos; • ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência – Terminologia; • ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 11 – (a) Transformador autoprotegido incorpora componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e curto circuitos na rede. (b) Transformador de pedestal (pad-mounted), que, além dos componentes de proteções contra sobrecargas, curtos- circuitos e falhas internas, possui características particulares de operação, manutenção e segurança. 61Apo io Tabela 3 - Tipos de Transformadores em relação ao Tipo de subesTação TiPo de SubeSTação AbrigADA em AlvenAriA AbrigADA em cAbine metálicA SubterrâneA eStAnque SubterrâneA não eStAnque Ao tempo no nível Do Solo Ao tempo AcimA Do nível Do Solo Para uSo inTerior X X Para uSo exTerior X X Força X X X X diSTribuição X SubTerrâneo X SubmerSíveL X PedeSTaL X manutenção de transformadores de potência para distribuição, imersos em líquidos isolantes; • ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral; • ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés para proteção de transformadores – Procedimento; • ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV – Características elétricas e mecânicas; • ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos – Características elétricas e mecânicas – Padronização; • ABNT NBR 10022 – Transformadores de potência com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV – Características específicas – Padronização; • ABNT NBR 10295 – Transformadores de potência secos – Especificação; • ABNT NBR 12454 – Transformadores de potência de tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225 kVA até 3750 kVA – Padronização; • ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante – Determinação de 2-furfural e seus derivados; • ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos. Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039 (subestações), os transformadores podem ser instalados em subestações abrigadas (em alvenaria ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras estanques ou não à penetração de água) e ao tempo (no nível do solo ou acima dele). Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 os seguintes tipos de transformadores: *Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em Manutenção de Sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. • Transformador para interior: aquele projetado para ser abrigado permanentemente das intempéries; • Transformador para exterior: aquele projetado para suportar exposição permanente às intempéries; • Transformador submersível: aquele capaz de funcionar normalmente mesmo quando imerso em água, em condições especificadas; • Transformador subterrâneo: aquele construído para ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo; A Tabela 3 indica os tipos de transformadores que podem ser utilizados em função dos tipos de subestações definidos na ABNT NBR 10439. Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. • OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R. Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: Edgard Blucher, 1984 • GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 46 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s No estabelecimento de um sistema de manutenção para um determinado processo produtivo ou um equipamento individual, devem-se estabelecer métodos buscando o desenvolvimento e a melhoria dos meios de execução das atividades realizadas pelo equipamento ou processo. Este texto discute modelos de planejamento de um sistema integrado de manutenção, apresentando as atividades desenvolvidas pelas equipes de manutenção e o conceito de manutenção. Deve-se estabelecer uma ideia clara e uniforme dos conceitos e dos princípios em que se baseiam as atividades de manutenção e buscar novas tecnologias, equipamentos e ferramentas que facilitem essa atividade. Dessa forma, o conceito de manutenção também tem se aperfeiçoado, no passado era definida como o reestabelecimento das condições originais dos equipamentos/sistemas, hoje se define como a garantia da disponibilidade da função dos equipamentos/sistemas com disponibilidade e confiabilidade, segurança e preservação do meio ambiente, sempre ao menor custo possível. Por Marcelo Paulino* Capítulo II Considerações sobre manutenção Aspectos relacionados à manutenção de equipamentos e de instalações Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 define a manutenção como “a combinação de ações técnicas e administrativas, incluindo supervisão, destinadas a manter ou recolocar um item em um estado no qual possa desempenhar uma função requerida”. Nestes termos, “manter” significa “fazer tudo o que for preciso para assegurar que um equipamento continue a desempenhar as funções para as quais foi projetado, num nível de desempenho exigido”. Assim, tem-se que a manutenção pode ser encarada como um conjunto de atividades onde se devem estabelecer todas as ações necessárias para manter um item em funcionamento, ou restabelecer seu funcionamento, segundo a finalidade para qual ele se destina, em condições satisfatórias. Este conjunto de atividades se caracteriza pela formação de um quadro de mão de obra qualificada e da implementação de um sistema, o qual integre todas as áreas da empresa, em prol do aumento da produtividade e diminuindo os custos 47Apo io de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização de sistemas e equipamentos que facilitem a detecção de problemas. Portanto, uma definição mais atual poderia ser: um conjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas, aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo, aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entre o conceito de manutenção convencional e o conceito aplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002), em que “até pouco tempo, o conceito predominante era de que a missão da manutenção era de restabelecer as condições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje, a missão da manutenção é garantir a disponibilidade da função dos equipamentos e instalações de modo a atender a um processo de produção ou de serviço, com confiabilidade, segurança, preservação do meio ambiente e custo”. A importância da manutenção Na indústria, o capital empregado em máquinas e equipamentos é elevado e, portanto, é interessante que essas máquinas e equipamentos ofereçam uma produção satisfatória, tanto em termos de eficiência quanto em termos de tempo em que estes estarão aptos a operar. A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman) destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos anos, da utilização de métodos de engenharia de manutenção, como a Manutenção Centrada em Confiabilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia da manutenção é considerada um tipo de manutenção, pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestão que são aplicados no dia a dia da função. Uma gestão estratégica da manutenção avança do nível mais baixo de planejamento, ou seja, manutenção corretiva não planejada, para o nível mais alto, a engenharia de manutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto da empresa fica em torno de 4% na série histórica de 1999 a 2011. Observa-se tendência de queda na proporção custo total da manutenção/faturamento bruto. Essa é uma tendência nas empresas brasileiras, à medida que se emprega tipos de manutenção mais eficazes, embora o alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se 48 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto, torna-se evidente a importância da manutenção no orçamento empresarial. Uma boa manutenção reduz perdas de produção porque visa assegurar a continuidade da produção, sem paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto em tempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grande importância, porque: • aumenta a confiabilidade, pois a boa manutenção resulta em menos paradas de máquinas; • melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentos mal ajustados têm mais probabilidade de causar erros ou baixo desempenho e podem causar problemas de qualidade; • diminui os custos, devido ao fato de que, quando bem cuidados, os equipamentos funcionam com maior eficiência; • aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples, como limpeza e lubrificação, garantem a durabilidade da máquina, reduzindo os pequenos problemas que podem causar desgaste ou deterioração; • melhora a segurança, pois máquinas e equipamentos bem mantidos têm menos chance de se comportar de forma não previsível ou não padronizada, evitando, assim, possíveis riscos ao operário. As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutenção é aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, a preditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecido classificações como: • Manutenção corretiva • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção Produtiva Total (TPM) A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção é a realizada após a ocorrência de um defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o equipamento. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A manutenção preventiva é o conjunto de atividades desenvolvidas visando à solução para ocorrência de condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se tomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidade de se adotarem ações corretivas. A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza pela substituição de componentes dos equipamentos ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimento da Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se o planejamento de um sistema de manutenção integrado com todo o processo produtivo, onde a manutenção não mais figura como uma atividade secundária, e sim como um sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dos diversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoar os fatores técnicos e econômicos da produção. Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante, embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso permite a escolha do tipo mais conveniente para um determinado equipamento, instalação ou sistema. Uma classificação proposta bastante adequada e difundida em relação aos tipos de manutenção é: • Manutenção corretiva não planejada • Manutenção corretiva planejada • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção detectiva • Engenharia de manutenção Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção. Na realidade, é a reparação de instalações e equipamentos, geralmente de emergência, sendo, normalmente, realizada após a ocorrência de um problema qualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com a ABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após a ocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em condições de executar uma função requerida”. De qualquer forma, o objetivo é a atuação para correção da falha ou do desempenho menor que o esperado. Portanto, podemos então definir como manutenção corretiva não planejada a correção da falha de maneira aleatória, ou seja, é a correção da falha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo de manutenção implica em altos custos, pois causa perdas de produção; a extensão dos danos aos equipamentos é maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, uma 50 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s extensão maior dos danos aos equipamentos e levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A evolução desse processo é a manutenção corretiva planejada. Consiste na atividade de manutenção em função de um acompanhamento preditivo, detectivo, ou até pela decisão gerencial de se operar até a falha. Consequentemente, esse tipo de manutenção é planejado e, deste modo, acarreta menor custo, mais segurança e maior rapidez na atuação. A organização, planejamento e controle são fatores que proporcionam a confiabilidade no investimento de manutenção, ou seja, são pontos vitais para a sobrevivência da manutenção e seus resultados. Manutenção preventiva A manutenção preventiva é todo serviço de manutenção realizado em máquinas que não estejam em falha, estando com isso em condições operacionais ou em estado de defeito. Ainda define-se como a manutenção efetuada em intervalos predeterminados ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação de um funcionamento de um equipamento. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como a manutenção efetuada em intervalos pré-determinados, ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item. Um plano de manutenção preventiva é um conjunto de ações executadas em intervalos fixos ou segundo critérios preestabelecidos. Tem como meta principal a redução ou eliminação de falhas ou defeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitar que se tornem cumulativas, resultando em redução da necessidade de se adotarem ações corretivas, com finalidade de evitar quebras e paradas desnecessárias no processo, tornando-o mais confiável e capaz, com maior produtividade e qualidade. Fundamentalmente, a manutenção preventiva deve agir com antecedência para acabar ou diminuir as causas potenciais de falhas nos equipamentos. Para tal, deve conter um conjunto de medições tecnicamente adequadas, as quais devem ser selecionadas entre uma grande variedade de alternativas; além disto, é necessário que se associe confiabilidade e custo com um programa de atividades compatíveis. Naturalmente, as medidas preventivas são endereçadas para as causas mais comuns de faltas dos equipamentos de certa instalação. Nasce então a necessidade das equipes de manutenção estar dotadas de sistemas de teste capazes de simular as causas mais comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida de defeitos, no menor tempo possível. Quando a manutenção preventiva baseia-se em intervalos de tempo, é conhecida como Manutenção Baseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM). Atente-se para o fato de que definir os intervalos entre intervenções em cada equipamento é um dos aspectos mais problemáticos para uma boa preventiva. Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há a tendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais intervalos, normalmente, são menores que o necessário, implicando em paradas e troca de peças desnecessárias. A seguir é transcrito o resultado de pesquisa realizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de 12 empresas de transmissão, geração e distribuição entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre práticas de manutenção baseada no tempo. Os resultados das práticas de manutenção realizadas nestas empresas validaram o apresentado na pesquisa realizada pelo Cigré internacional. Dos resultados apresentados nesta pesquisa pode-se destacar que as práticas de manutenção variam significativamente entre os usuários do transformador. Os fatores possíveis que podem influenciar nas práticas de manutenção são: • Características e especificações do transformador; • A qualidade dos componentes instalados no transformador; • A função exigida do transformador (carga, operação do CDC); • O ambiente em que o transformador está instalado (temperatura, umidade); • O índice histórico de falhas do transformador e tipos de falha; • O nível de redundância do transformador e as consequências de sua indisponibilidade; • A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança da subestação; • A cultura e o foco de companhia baseados na manutenção; 51Apo io • A disponibilidade e os custos de trabalho; • O grau de implementação de tecnologias modernas; • A presença de um programa de otimização da manutenção. A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicas que foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário determinar que nível de manutenção seja apropriado dependendo da situação. Pode-se igualmente notar que o nível de manutenção pode ser diferente para cada ação realizada no mesmo grupo de transformadores, dependendo de cada situação particular. A designação do intervalo de manutenção como leve, regular e intensivo refere-se à intensidade da realização das atividades de manutenção posto que muitos fatores influenciam na política de manutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os três diferente níveis. Tabela 1 – Pesquisa do Cigré inTernaCional: resulTados enTre manuTenções adoTadas (Cigré brasil, gT a2.05, 2013) Intervalo de manutenção ação Inspeção visual Inspeção visual detalhada Análise dos gases dissolvidos Teste físico-químico do óleo Limpeza do sistema de resfriamento Verificação de acessórios Ensaios elétricos básicos Ensaios de isolamento (Fator de potência) Inspeção interna do CDC ComentárIo Em operação Em operação A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento O desligamento do equipamento poderá ser necessário Com desligamento do equipamento Com desligamento do equipamento Com desligamento do equipamento Considerar recomendações do fabricante, número de operações e tecnologia empregada regular 6 meses 1 ano 2 anos 6 anos Condicional 12 anos ou condicional Condicional Condicional 12 anos leve 1 mês 3 meses 1 ano 2 anos Condicional 6 – 8 anos Condicional 6 – 8 anos 6 – 8 anos IntensIvo 1 ano 1 semana 3 meses 1 ano Qualquer intervalo 1 – 2 anos Qualquer intervalo 2 – 4 anos 4 anos 52 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Tabela 2 – inTervalos de manuTenções versus CaraCTerísTiCas (Cigré brasil, gT a2.05, 2013) Intervalos de manutenção Leve Intensivo Regular CaraCterístICas • Transformadores equipados com componentes que são conhecidos por serem muito confiáveis; • Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap; • O transformador não opera em um ambiente agressivo; • Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção; • Baixas consequências em caso de falha; • Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente; • Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob carga; • Transformador que operam em ambiente agressivo; • Graves consequências em caso de falha inesperada; • Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores. Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas de manutenção preventiva que visam acompanhar a máquina ou as peças, por monitoramento, por medições ou por controle estatístico e tentar predizer a proximidade da ocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como “aquela que permite garantir uma qualidade de serviço desejada, com base na aplicação sistemática de técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisão centralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimo as manutenções corretivas e preventivas”. A manutenção preditiva é o conceito moderno de manutenção, na qual emprega-se um conjunto de atividades de acompanhamento de determinados elementos, das variáveis ou parâmetros que indicam o desempenho dos equipamentos, de modo sistemático, visando definir a necessidade ou não de intervenção. Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meio de vários métodos que envolvem desde equipamentos modernos de medição e análise até a pura observação do comportamento do equipamento. A manutenção preditiva visa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assim como, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. No entanto, se os seus resultados indicarem a necessidade, ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (Condition Based Maintenance – CBM). Algumas empresas adotam uma classificação em que a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo e a Manutenção Baseada na Condição. Isso significa, na realidade, que a manutenção preditiva pode ser encarada como uma subárea da manutenção preventiva. No entanto, apresenta algumas características específicas: • Não é necessário que haja o desligamento do equipamento para a sua aplicação; • Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva; • Não se baseia em informações sobre a durabilidade de certo componente. A manutenção preditiva permite maior tempo de operação dos equipamentos e o planejamento das intervenções de manutenção com base em dados e não em suposições, promovendo o mínimo de paradas. Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos, monitoramentos e inspeções periódicas, por meio de instrumentação específica, além de procedimentos adequados para obtenção de dados. Outro ponto é a necessidade de profissionais especializados para execução das atividades. Esse cenário causa aumento significativo de custos. Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de monitoramento dos dados do sistema por meio de informações dos sistemas de medida, proteção e comando, buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou não perceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. À medida que ocorre o aumento da utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controle e automação nas instalações, maior será a capacidade de atuação da manutenção detectiva para garantir a confiabilidade e a manutenção da instalação. Uma grande vantagem da manutenção detectiva é a verificação do sistema sem parada de operação, possibilitando uma correção da não conformidade encontrada com o sistema em operação. Sua desvantagem consiste na necessidade do uso de modernos sistemas de controle e automação e a excelência dos profissionais com treinamento e com habilitação para execução do trabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por isso mesmo, muito pouco mencionado no Brasil. Engenharia de manutenção Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Manutenção é definida como o conjunto de atividades que permite o aumento de confiabilidade e garantia de disponibilidade. Basicamente é adotar procedimentos para diminuir as atividades corretivas, eliminando problemas crônicos, melhorando os padrões e processos, além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja, dotar a instalação de características como facilidade, precisão, segurança e economia na execução de ações de manutenção. A engenharia de manutenção procura obter soluções definitivas para eliminar ou diminuir o máximo possível a ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ou equipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveis causas e realizam-se ações que resultem em uma modificação do componente e eliminação do mesmo. A engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nas demais atividades de manutenção para implementação das melhorias. Outras atividades relacionadas ao sistema de manutenção Outras atividades que se relacionam com o conceito de manutenção, porém não estão inclusas nas definições clássicas, são o comissionamento, a inspeção e a recepção de equipamentos. A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidas para a colocação de uma instalação ou equipamento em operação. Tais atividades caracterizam-se pelo acompanhamento e execução dos serviços e encargos referentes às diversas fases por que passa uma instalação, desde a fase de planejamento até a fase de entrada em operação comercial. O comissionamento é uma etapa das atividades de recepção, que consiste em fazer verificações e executar ensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro das garantias contratuais e especificações, antes da entrada em operação comercial. Por outro lado, observe-se que, normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados na fábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, é necessário que o comprador verifique se o fabricante atende as normas e dispositivos contratuais. Assim é necessário inspecionar a execução de tais atividades. Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre o fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica, por que testá-los antes da entrada em operação? Os motivos são variados, ou seja, os testes permitem: • Verificar se o equipamento não foi danificado no transporte; • Verificar se o equipamento, quando armazenado à espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão, umidade, danos, etc.); • Verificar aspectos corretos de montagem e alguns testes do fabricante. Tem-se ainda que os objetivos principais do comissionamento são: • Fazer verificações e executar os ensaios que demonstrem estar sendo ligados ao sistema, para operação comercial, equipamentos e instalações em condições de manter o nível de confiabilidade, continuidade e segurança exigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentro das especificações e garantias contratuais; • Levantar características, aferir e ajustar todos os componentes dos diversos circuitos de controle, proteção, medição, supervisão, etc.; • Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento de um sistema confiável de manutenção e controle; • Verificar a fidelidade dos desenhos finais e fornecer subsídios para elaboração dos desenhos “como construído” (As built); • Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos; • Estabelecer os limites operativos confiáveis para os diversos equipamentos; • Completar o treinamento específico da equipe técnica responsável pela operação e manutenção da instalação; • Garantir a segurança da energização inicial; • Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios e ferramentas especiais previstas em contrato; • Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto aos itens a serem capitalizados/patrimoniados; • Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade pela guarda, operação e manutenção da instalação. Ciclo de operação e manutenção de transformadores Caso seja detectada alguma não conformidade no transformador, técnicas adequadas são utilizadas para determinar sua extensão ou gravidade. Os resultados serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção, 55Apo io *Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco | [email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura 1 mostra um fluxograma com o ciclo de operação e manutenção de transformadores. Referências • PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistema integrado de manutenção e testes automatizados de proteção Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005. • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da Língua Portuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001. • ABNT NBR 5462. Confiabilidade – terminologia. Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994. • KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e confiabilidade. Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002. • ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação da manutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso Figura 1 – Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013). Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011. • NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. São Paulo: Edgard Bluche, v. 1, 501 f., 1989. • GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. • WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGRE Internacional, Working Group A2.34, 2011. • BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade de manutenção. Manutenção, n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38. 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s As principais avarias em transformadores dizem respeito a deficiências dos enrolamentos sejam por má compactação das bobinas, por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curto-circuito. São significativas também as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físico- químicas dos seus materiais isolantes. Isto implica “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise, podem comprometer a operação do transformador. A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade que não causem danos ao sistema elétrico, por meio de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a sua manutenção e proteção, assim como também na qualidade dos seus Por Marcelo Paulino* Capítulo III Anormalidades em transformadores de potência componentes. Vale ressaltar que as instalações e os transformadores em operação têm envelhecido de uma forma geral, tornando-os suscetíveis a falhas. A seguir são apresentados alguns dados. Figura 1 – Transformadores de 110/220 KV na Alemanha. Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil. 55Apo io Estatística de ocorrência Para a definição da estratégia de manutenção a ser adotada é adequada a obtenção de informações referentes ao estado dos equipamentos da instalação, separados em classificações que permita a análise dos defeitos e respectivas ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudos que mostram, além dos tipos de falhas, a classificação de ocorrências. Tais estudos são aqui apresentados apenas como exemplos do estabelecimento do processo de definição das anormalidades em transformadores. Informações adicionais devem ser buscadas na referência bibliográfica. Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidos a partir da coleta e da análise de dados acerca dos registros operacionais dos equipamentos, condições circunstanciais das ocorrências, análises de materiais em laboratórios especializados e inspeções realizadas em campo e em fábrica durante o processo de desmontagem de cada um deles. Os resultados aqui obtidos visam contribuir com o aprimoramento de técnicas para diagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos, classificando a suscetibilidade de transformadores de diferentes tipos de aplicação e suas falhas. Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos os principais modos de falha normalmente verificados em transformadores, associados ao levantamento estatístico que compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhias seguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvida uma análise de falhas verificadas em cerca de uma centena de transformadores com diferentes tipos de aplicação, classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo é contribuir com um melhor entendimento de causas de falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada uma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado. Os transformadores inspecionados são utilizados por concessionárias de energia elétrica do sistema elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresas nacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjunto de equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dos dados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados de manutenção e resultado de ensaios conforme o roteiro de investigação de cada caso. A Tabela 2 classifica os principais tipos de falhas nos transformadores. 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Tabela 1 – ConjunTo de Transformadores de poTênCia analisados Tipo Elevador Transmissão Subtransmissão Número de unidades 23 22 47 92 Classe de tensão (kV) 69, 138, 230, 345, 440, 550 230, 345, 440, 550, 765 69, 88, 138 Potência (MVA) Até 418,5 Até 550 Até 60 ToTAl Tabela 2 – levanTamenTo esTaTísTiCo de falhas em Transformadores de poTênCia FAlhA  Tipos  Elevadores Transmissão Subtransmissão ToTAl Defeito de fabricação 2 4 1 7 Comutador 0 3 8 11 Manobra VFT 6 0 4 10 Buchas 4 4 1 9 Descarga Atmosférica 1 0 1 2 Manutenção inexistente inadequada 0 0 3 3 Curto circuito externo 0 6 16 22 Enxofre corrosivo 2 0 0 2 Envelhe- cimento 4 0 7 11 Componentes Sobretensões transitórias Defeito após reparo 1 2 2 5 Não apurado 2 3 4 9 Com o objetivo de obter parâmetros de referência de falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostra os modos de falha mais significativos pela quantidade para cada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjunto de dados em estudo, 50% dos transformadores pertencem ao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência das falhas nesse sistema terá um peso maior na análise de todo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitos externos, conforme mostrado na Figura 4. Figura 4 – Porcentagem de falhas em transformadores. Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identificadas nos transformadores. A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%). Estatística de defeito – Estudo de caso 2 O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivo de estudar as falhas e os defeitos ocorridos em transformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energética de Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979 a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se na identificação das partes dos transformadores que foram analisadas e divididas em blocos, na caracterização e na análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados nestes equipamentos relativos às interrupções. A seguir são apresentados alguns resultados obtidos. Souza apresenta neste estudo o registro de 549 interrupções de serviço, no período de dezembro de 1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadores e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos), Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores. 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de uma ocorrência. A seguir são analisados os dados de interrupções de serviço, não considerando o sistema de proteção, no período de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteções não inerentes ao equipamento (relé de distância, relé de religamento em circuito de CA, relé de frequência, relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteções inerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo, relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, relé de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro do óleo e termômetro do enrolamento). A Figura 6 mostra o número absoluto de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão, pertencentes às classes de tensão de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que houve um crescimento do número de equipamentos no decorrer dos anos. A Figura 7 apresenta o percentual de interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes. A figura evidencia que os componentes mais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas (14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC Tabela 3 – QuanTidade de eQuipamenTos por faixa TrifásiCa nominal e por Tensão nominal Tensão nominal 34,5 kV 69 kV 138 kV 230 kV Total MENor 0,15 1 7 36 MAior 12 20 62,5 150 Número total de equipamentos (trifásicos ou bancos) 106 79 53 17 255 Potência trifásica Figura 6 – Número de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão. Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes. (comutadores com carga) e 10% para comutadores sem tensão. Assim, as interrupções associadas a estes três componentes representam, juntas, 68% do total, e o item componente não identificado (11%) refere-se àqueles equipamentos dos quais não se obtiveram registros confiáveis e/ou exatos das ocorrências. 59 Figura 8 – Incidência de problemas em transformadores (em %). Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta um levantamento estatístico, realizado por um grande usuário, da incidência de problemas nas diversas partes do transformador. Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidades de ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas causas básicas. Via de regra, as seguintes condições são responsáveis pelos problemas a seguir: • Sobretemperatura: sobretemperaturas podem ser causadas por sobrecorrentes, sobretensões, resfriamento insuficiente, nível reduzido do óleo, depósito de sedimentos no transformador, temperatura ambiente elevada, ou curto-circuito entre enrolamentos. Em transformadores a seco, esta condição pode ser devido a dutos de ventilação entupidos. • Falha em contatos internos: o transformador possui diversas conexões internas interligadas por elementos fixos, como conectores e parafusos, além de dispositivos móveis. A falha nesses componentes resulta na deficiência do contato e aumento da densidade de corrente nas partes condutoras, com consequente sobreaquecimento. Causados por montagem incorreta, baixa qualidade dos materiais ou solicitações mecânicas devido a eventos de alta corrente no transformador, essa ocorrência tende a evoluir de um defeito para uma falha. • Falha de isolamento: este defeito se constitui em uma falha do isolamento dos enrolamentos do transformador; pode envolver faltas fase-terra, fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a 60 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos, descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ou sobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade ou contaminantes. • Tensão secundária incorreta: esta condição pode ser oriunda de relação de transformação imprópria, tensão primária anormal e/ou curto-circuito entre espiras no transformador. • Descargas internas: descargas internas podem vir a ser causadas por baixo nível de óleo que resultem na exposição de partes energizadas, perda de conexões, pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas internas acabam por se tornar audíveis e causam radiointerferência. • Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido a problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras e outros. • Alta corrente de excitação: usualmente, altas correntes de excitação são devido a núcleo “curto- circuitado” ou junções do núcleo abertas. • Falha da bucha: as falhas de buchas podem ser causadas por descargas devido à acumulação de contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas A ocorrência em buchas costuma causar sérios prejuízos com explosões e incêndios, resultando na contaminação dos enrolamentos e danos generalizados em todo transformador. No caso de explosões, pedaços de porcelana podem ser lançados com risco de acidentes pessoais e danos dos equipamentos adjacentes. Essa ocorrência está diretamente associada à perda das propriedades dielétricas do isolamento da bucha, com envelhecimento ou contaminação do isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou do isolamento óleo e resina (RIP), além de degradação do corpo de porcelana com trincas e rachaduras. • Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode ser causada por condensação e penetração de umidade, devido à ventilação imprópria em transformadores a seco, nas serpentinas de resfriamento, nos resfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressão danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios do transformador nos demais tipos. • Descoloração do óleo isolante: a descoloração do óleo isolante deve-se, principalmente, à sua carbonização devido a chaveamentos nos comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers), falha do núcleo ou contaminação. • Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolante em um transformador pode ocorrer pelos parafusos de junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio de sobrepressão e outros. As principais causas são: montagem inadequada de partes mecânicas, filtros impróprios, junções inadequadas, acabamento de superfícies incompatíveis com o grau necessário, pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no material utilizado e falta de rigidez das partes mecânicas. • Problemas com equipamentos de manobra: muitos transformadores são equipados com LTCs (Load Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais transformadores podem apresentar problemas extras associados a estes dispositivos como, por exemplo, os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps, condensação de umidade no óleo destes mecanismos entre outros. O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores de contatos. A condensação de umidade e carbonização deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem. Outros problemas, como queima de fusíveis ou parada do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica, ou condições de subtensão no circuito de controle. Em função do exposto verifica-se que uma série de itens e procedimentos deve ser observada ao longo do histórico de operação de um transformador sob pena de comprometer seu funcionamento correto. Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando a manutenção preventiva aplicáveis devem possuir um forte vínculo com os problemas de pequena monta e defeitos que eventualmente ocorram ao longo da vida útil do equipamento. referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção 61 * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |mecpaulino@ yahoo.com.br. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] de Transformadores de Potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • WECK, K. H. Instandhaltung von Mittelspannungsnetzen, Haefely Symposium, Stuttgart 2000. • SALUM, B. P. Reparar ou Adquirir um Transformador Novo, CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém, 2008. • BECHARA, R. Análise de Falhas em Transformadores de Potência. Dissertação de Mestrado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2010. • SOUZA, D. C. P. Falhas e Defeitos Ocorridos em Transformadores de Potência do Sistema Elétrico da Celg, nos Últimos 28 Anos: Um Estudo de Caso. Dissertação de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás/UFG, Goiânia, 2008. • SANTOS, F. G. P. S. Transformadores de Potência – Inspeção e Manutenção, Companhia Siderúrgica Nacional, CSN, Volta Redonda, RJ. 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Este capítulo apresenta os procedimentos de teste de resistência ôhmica e avaliação do OLTC (comutador sob carga) realizados com instrumentos convencionais e os procedimentos de teste utilizando o sistema de teste CPC100. Mostra o método da queda de tensão e o procedimento de teste avaliando o desempenho da comutação do OLTC. Resistência ôhmica dos enrolamentos Os procedimentos para a determinação de resistências ôhmicas estão entre os mais usuais. Consistem geralmente na determinação da resistência elétrica utilizando corrente contínua a uma determinada temperatura. O testador deverá avaliar o valor da resistência a ser medida para determinar qual método e/ou equipamentos serão utilizados. O princípio utilizado por esses métodos consiste na medição da tensão entre os terminais do objeto sob teste e ao mesmo tempo a medida da corrente que passa pelo objeto. Efetua-se Por Marcelo Paulino* Capítulo IV Ensaio de resistência ôhmica de enrolamentos e avaliação do comutador sob carga Tipos de falhas e defeitos em transformadores de potência assim o cálculo da resistência ôhmica por meio da lei de Ohm. Após a realização dos testes, além da correção da medida realizada para a temperatura de referência, o testador deve comparar os valores obtidos no teste com o histórico do objeto sob teste e os resultados de testes anteriores ou mesmos dados de fábrica. Essa comparação irá balizar a análise final do teste. Apresentaremos o método da queda de tensão, consagrado pelo uso e sugerido por diversas normas internacionais. Entretanto, outros métodos poderão ser utilizados, dependendo dos equipamentos de medida disponíveis para o testador, como método da ponte (Kelvin e Wheatstone) ou uso de equipamentos que promovem a automatização do processo de medida. Método da queda de tensão O método da queda de tensão, também chamado de método do voltímetro e amperímetro, consiste na medida da 59Apo io resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobre a resistência sob ensaio V. Respectivamente, a corrente I e a tensão V são medidas com um amperímetro e um voltímetro. Esquemas de montagem Existem duas conexões a serem usadas por este método, mostradas nas Figuras 1 e 2: Sendo Ra a resistência interna do amperímetro e Rv a resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações: • A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada para medir resistências R>>Ra; • A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada para medir resistências R 60 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Tabela 1 – avaliação de resisTência ôhmica de enrolamenTo Diferença entre valor do ensaio e valor de referência ΔR < 3% 3% < ΔR < 5% ΔR > 5% Avaliação Resultado aprovado Ensaio deve ser repetido e resultado investigado Indicação de defeito ou falha a) Com a fonte de corrente contínua, o testador aplica uma tensão correspondente a uma corrente medida pelo amperímetro menor que 15% do valor nominal do objeto sob teste, isto é, a corrente que circula pela resistência a ser medida não deve ser superior a 15% de seu valor nominal; b) O tempo de aplicação da corrente de teste não deve ultrapassar 1 minuto; c) As indicações dos instrumentos devem estar estabilizadas para a realização das leituras desses instrumentos; d) As leituras dos valores medidos pelo voltímetro e pelo amperímetro devem ser realizadas simultaneamente; e) Utilizando a lei de Ohm, o testador deve calcular a resistência. Para a Figura 1 temos: (1) Em que: E – resultado obtido com o voltímetro [V] I – resultado obtido com o amperímetro [A] Rv – Resistência interna do voltímetro [Ω] f) Utilizando-se a resistência variável, o testador deve efetuar de três a cinco leituras com valores de corrente diferentes. Deve-se então obter a média aritmética e desprezar os valores com diferenças maiores que 1% do valor médio; g) Dependo dos componentes conectados durante o teste (fonte de corrente contínua, enrolamento sob teste), o acionamento da fonte de alimentação do circuito pode causar sobretensões importantes, podendo danificar os equipamentos de medida. Recomenda-se a desconexão do voltímetro antes do acionamento da fonte e a realização de um curto-circuito nos terminais do amperímetro. Correção de temperatura A resistência elétrica dos enrolamentos varia com a temperatura. Para que se tenha uma base comparativa, a resistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidas a uma mesma temperatura. Isto pode ser executado pela expressão (106), ou seja: (2) Em que: • Rθr – resistência elétrica na temperatura de referência; • Rθe – resistência elétrica na temperatura do ensaio; • θr – temperatura de referência; • θe – temperatura dos enrolamentos nas condições do ensaio. Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao invés de 234,5 na expressão (2). Critérios de avaliação As resistências obtidas devem ser comparadas com resultados anteriores ou com dados do fabricante, tendo-se o cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma mesma base. Para transformadores, a temperatura de referência é normalmente 75 °C, para máquinas girantes (motores e geradores), a temperatura de referência é normalmente 40 °C. Em caso de discordâncias maiores que 5%, devem ser pesquisadas a existência de anormalidades tais como: espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões incorretas do condutor e outros. Neste sentido, é importante que haja o histórico das medidas efetuadas. Por outro lado, a principal causa de diferenças de medida de resistência ôhmica é o mau contato nos terminais, principalmente naqueles mal prensados. Observa-se que, muitas vezes, a resistência de contato pode apresentar valores significativos se comparada com a dos enrolamentos, principalmente do lado de baixa tensão. Pelo exposto, é importante que haja o histórico das medidas efetuadas. O autor recomenda os seguintes valores para avaliação de resistência ôhmica de enrolamentos, para medidas na mesma base de temperatura, mostrados na Tabela 1. Avaliação do comutador sob carga As resistências do enrolamento são testadas no campo para se detectar perda de conexões, condutores 62 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s abertos e alta resistência de contato no comutador. Muitos transformadores são equipados com LTCs (Load Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais transformadores podem apresentar problemas extras associados a estes dispositivos como os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps, condensação de umidade no óleo destes mecanismos, entre outros. O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores de contatos. A condensação de umidade e carbonização deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem. Outros problemas, como queima de fusíveis ou paradas do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica, ou condições de subtensão no circuito de controle. Este artigo mostra procedimentos para identificação de problemas em transformadores de potência utilizando medidas de resistência ôhmica e adicionalmente apresenta a medição da resistência dinâmica. Essa resistência dinâmica possibilita uma análise do transitório na operação da chave de comutação. Testes do comutador sob carga (OLTC) Para uma melhor compreensão das medidas de resistência, é necessário entender o método de operação da mudança de tap. Na maioria dos casos, a mudança de tap consiste de duas unidades, conforme mostrada na Figura 3. A primeira unidade é o seletor de tape que está localizado dentro do tanque do transformador e muda para o próximo tape (maior ou menor) sem condução de corrente. A segunda unidade é a chave de comutação, que muda sem nenhuma interrupção de um tape para o próximo enquanto conduz corrente de carga. As resistências de comutação R limitam a corrente de curto-circuito entre taps que poderiam, por outro lado, vir a ser muito alta devido à livre interrupção na mudança dos contatos. O processo de mudança entre dois tapes leva aproximadamente de 40 ms a 80 ms. A conexão de teste é realizada na configuração a quatro fios, pois as resistências do enrolamento são muito pequenas. Uma fonte de corrente constante é usada para alimentar o enrolamento com corrente contínua. Uma tensão relativamente alta sem carga possibilita uma saturação rápida do núcleo e um valor final é alcançado apenas com variações menores. Consequentemente, na maioria das vezes, o tempo de carregamento por tap é claramente menor que 30 segundos. Um grande número de medições pode ser executado eficientemente em pouco tempo. Até agora, somente a característica estática das resistências de contato são levadas em consideração no teste de manutenção. Com a medida da resistência dinâmica, o procedimento dinâmico de mudança da chave de comutação pode ser analisado. Ensaios realizados com equipamento microprocessado O CPC100 é usado para medir a resistência individual dos tapes de um comutador de transformador de potência e também checa a comutação da comutador sob carga (OLTC) sem interrupções. De uma fonte CC de corrente constante, o CPC100 injeta uma corrente no transformador de potência. Esta corrente é medida por um amperímetro também CC. Com esse valor de corrente e a tensão medida por um voltímetro 10VDC, a resistência do enrolamento é calculada. No momento em que o tape é comutado, a entrada medida de corrente detecta o transitório da comutação, ou seja, um evento de curta duração registrando os dados da Figura 3 – Representação de um OLTC. Figura 4 – Oscilografia da forma de onda da corrente que flui pela comutação. 63 Figura 5 - Ripple e slope na forma de onda da corrente de mutação. forma de onda da corrente que flui pela comutação. Esta transição na comutação dos tapes é mostrada na Figura 4. As características de um comutador trabalhando apropriadamente diferem de um equipamento com mau funcionamento, isto é, uma interrupção durante a comutação é indicada pela variação dos valores de ripple e do slope (inclinação) da forma de onda da corrente da comutação. A Figura 5 mostra uma corrente de comutação oscilografada indicando o ripple e o slope, cujos valores são indicados na tabela de resultados do CPC100. Para a medição da resistência dinâmica, a corrente de teste deve ser a mais baixa possível. Caso contrário, pequenas interrupções ou oscilações nos contatos da chave de comutação não são detectadas. Neste caso, o arco voltaico introduzido tem o efeito de reduzir a abertura dos contatos internamente. Comparações com dados anteriores, os quais foram coletados quando o equipamento estava em condição (boa) conhecida, permitem uma análise eficiente. Um detector mede o pico do ripple e a inclinação (slope) da corrente medida, visto que estes critérios são importantes para uma comutação correta (sem bouncing ou outras pequenas interrupções). Se o processo de comutação é interrompido, mesmo por um curto período de tempo, o ripple (=Imax – Imin) e a inclinação da variação da corrente (di/dt) aumentam. O valor para todos os tapes e particularmente os valores das três fases é comparado. Desvios importantes em relação ao valor médio indicam comutação com falha. Procedimentos de teste As conexões são realizadas utilizando-se o equipamento CPC100 da Omicron montam um circuito de medida a quatro fios, mostrado na Figura 6. O procedimento de teste automático devolve para o 64 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS Word com a tabela de dados. Da tabela de resultados podem ser feitos gráficos comparando a resistência ôhmica na subida e na descida dos tapes. A Figura 8 mostra um exemplo dessa avaliação em Figura 6 – Conexões para teste de OLTC de transformadores de potência. Medida da resistência de enrolamento e resistência dinâmica da comutação. Figura 7 – Relatório. Times 42.000 s 29.000 s 31.000 s 31.000 s 28.000 s 33.000 s 36.000 s 33.000 s 47.000 s 32.000 s 34.000 s 34.000 s 34.000 s 35.000 s 42.000 s 51.000 s 46.000 s 51.000 s 40.000 s I Test: 5.000A T Meas.: 14.0° C T ref.: 20.0° C Results: R meas. 649.7mΩ 633.4mΩ 622.6mΩ 613.2mΩ 614.6mΩ 610.9mΩ 607.0mΩ 597.6mΩ 594.0mΩ 537.0mΩ 569.3mΩ 560.7mΩ 568.8mΩ 568.9mΩ 555.9mΩ 557.4mΩ 554.2mΩ 548.9mΩ 526.6mΩ Dev. -0.17% 0.10% -0.01% -0.03% -0.07% 0.04% -0.01% 0.01% 0.14% -0.05% -0.03% 0.06% -0.02% -0.03% 0.08% 0.28% 0.10% 0.05% -0.03% R ref. 664.9mΩ 648.3mΩ 637.2mΩ 627.6mΩ 629.0mΩ 625.2mΩ 621.2mΩ 611.7mΩ 607.9mΩ 549.7mΩ 582.6mΩ 573.9mΩ 582.2mΩ 582.3mΩ 568.9mΩ 570.6mΩ 567.3mΩ 561.8mΩ 538.9mΩ Ripple 90.45% 1.01% 0.92% 0.92% 0.86% 0.87% 0.88% 0.80% 0.81% 0.74% 0.86% 0.82% 0.80% 0.76% 0.73% 0.76% 0.75% 0.74% 0.78% Slope -8.024mΑ/s -173.3mΑ/s -170.5mΑ/s -151.6mΑ/s -143.5mΑ/s -129.5mΑ/s -123.2mΑ/s -113.1mΑ/s -106.1mΑ/s -92.74mΑ/s -111.7mΑ/s -84.09mΑ/s -85.78mΑ/s -82.80mΑ/s -81.17mΑ/s -68.81mΑ/s -79.97mΑ/s -70.01mΑ/s -70.50mΑ/s IDC 4.9203Α 4.9215Α 4.9215Α 4.9215Α 4.9203Α 4.9191Α 4.9179Α 4.9179Α 4.9179Α 4.9227Α 4.9191Α 4.9179Α 4.9155Α 4.9143Α 4.9143Α 4.9143Α 4.9131Α 4.9131Α 4.9143Α VDC 3.1965V 3.1175V 3.0641V 3.0177V 3.0238V 3.0049V 2.9849V 2.9391V 2.9210V 2.6436V 2.8002V 2.7573V 2.7962V 2.7958V 2.7317V 2.7394V 2.7230V 2.6969V 2.5877V Figura 8 – Transformador de 220/110kV, fabricado em 1961. um teste realizado em um transformador de 220/110 kV, fabricado em 1961. O procedimento de teste automático devolve para o testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS Word com a tabela de dados. 68 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s O objetivo deste capítulo é apresentar os conceitos de polaridade e defasamento angular de transformadores e as metodologias para a medição da relação de transformação de transformadores trifásicos (considerando-se todas as conexões padronizadas), a partir do conhecimento prévio de seu defasamento angular. Introdução O conceito sobre polaridade de transformadores deve ser estabelecido como base para o entendimento do funcionamento do transformador, pois, com a instalação de dois ou mais transformadores em paralelo, as conexões dos secundários formarão uma malha. Se todos possuírem a mesma polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se, ou seja, a tensão resultante será zero. Quando a soma das forças eletromotrizes resultarem em um valor diferente de zero, surgirá uma corrente de circulação com valores elevados, pois é limitada apenas pelas impedâncias secundárias. Assim, tem-se que umas das principais condições para estabelecer o paralelismo de transformadores é a de possuírem a mesma polaridade. Nos circuitos de medição e proteção são utilizados transformadores de corrente (TC) e transformadores de potencial (TP). A inversão da polaridade nesses circuitos ocasionará a inversão Por Marcelo Paulino* Capítulo V Polaridade e relação em transformadores de potência da corrente de circulação no secundário, promovendo uma atuação indevida da proteção ou leitura enganosa, principalmente em circuitos de medição de energia. No caso de transformadores trifásicos, apenas o conceito de polaridade é insuficiente para apresentar uma relação definida entre as tensões induzidas nos enrolamentos primário e secundário. Isso se deve aos diversos tipos de conexões dos enrolamentos (delta, estrela ou ziguezague), como será abordado neste texto. Nestes casos, utiliza-se a diferença de fases (defasamento) ou deslocamento angular entre as tensões dos terminais de tensão inferior e tensão superior. No caso da verificação da relação do número de espiras dos enrolamentos do transformador, o mantenedor disporá de um recurso valioso para se verificar a existência de espiras em curto- circuito, de falhas em comutadores de derivação em carga e ligações erradas de derivações. Para determinar a correta relação do transformador, podem ser utilizados diversos métodos para execução do teste de relação de espiras ou relação de tensões, sendo que o método do transformador de referência de relação variável, conhecido como TTR, é o mais comum. 69 Polaridade de um transformador A polaridade de um transformador é a marcação existente nos terminais dos enrolamentos dos transformadores, indicando o sentido da circulação de corrente em um determinado instante em consequência do sentido do fluxo produzido. Em outras palavras, a polaridade é uma referência determinada pelo projetista, fabricante ou usuário para determinar a marcação da polaridade dos terminais dos enrolamentos e a condição dos enrolamentos conforme sua disposição, isto é, a relação entre os sentidos momentâneos das forças eletromotrizes nos enrolamentos primário e secundário. Portanto, a polaridade depende de como são enroladas as espiras que formam os enrolamentos primário e secundário. O sentido da queda de tensão (força eletromotriz) será determinado pelo sentido do enrolamento e pela marcação realizada. A Figura 1 mostra duas situações distintas para as tensões induzidas em um transformador monofásico. Na primeira figura, as tensões induzidas U1 e U2 dirigem-se para os bornes adjacentes H1 e X1. Na outra figura, a marcação é feita de maneira contrária, sendo as tensões induzidas dirigidas para os bornes invertidos. Nota-se também que, na Figura 1a, as tensões possuem mesmo sentido (estão em fase) ou “mesma polaridade instantânea”. Na outra, elas estão em oposição (defasadas de 180o) ou com polaridades opostas. Figura 1 – Sentidos instantâneos nos terminais do enrolamento de um transformador monofásico. 70 Apo io Figura 2 – Determinação da polaridade pelo método do golpe indutivo. Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou à maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos os enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva. Métodos de ensaios para determinação de polaridade De acordo com a ABNT NBR 5380, os métodos de ensaio usados para a determinação da polaridade de transformadores monofásicos são: • Método do golpe indutivo com corrente contínua; • Método da corrente alternada; • Método do transformador padrão; • Método do transformador de referência variável. A disponibilidade de um instrumento de teste moderno que possibilite a medida do defasamento angular entre as tensões primárias e secundárias já possibilita a determinação da polaridade do transformador testado. Descreveremos o método do golpe indutivo devido à sua maior aplicabilidade. O esquema de ligações para o método é indicado na Figura 2. Observe que os terminais de tensão superior são ligados a uma fonte de corrente contínua. Instala-se um voltímetro de corrente contínua entre esses terminais, de modo a se obter uma deflexão positiva ao se ligar a fonte CC, ou seja, a polaridade positiva do voltímetro ligado no positivo da fonte e esses em H1. Em seguida, insere-se o positivo do voltímetro em X1 e o negativo em X2. A chave é fechada, observando-se o sentido de deflexão do voltímetro. Quando as duas deflexões são em sentidos opostos, a polaridade é aditiva. Quando no mesmo sentido, é subtrativa. Tais conclusões baseiam-se na lei de Lenz. O mesmo procedimento é aplicado a transformadores trifásicos, observando-se os terminais de conexão da fonte nos enrolamentos de AT e analisando-se os resultados observadas nas buchas de BT. Relação de transformação A medida da relação de transformação de um transformador é padronizada como ensaio de rotina e como teste básico em programas de manutenção preventiva em transformadores reparados ou submetidos a reformas ou, ainda, no comissionamento das unidades. Os métodos mais frequentemente empregados para a sua obtenção são: • Método do voltímetro – medida da relação de tensões entre os enrolamentos de AT e BT, obedecendo-se o fechamento do transformador; • Método do TTR – medida da relação de espiras por meio de um equipamento construído especificamente para este fim. Qualquer método utilizado deve oferecer valores suficientemente precisos para que seja válido. Para avaliar um transformador, os resultados do teste, independentemente do método aplicado ou dos instrumentos de medição utilizados, devem possibilitar medidas com variação máxima admissível é ± 0,5%, em todos os tapes de comutação. O erro percentual é calculado em função da relação medida e da relação nominal do transformador, sendo: Em que: • E% é o erro percentual; • Rmed é a relação medida, ou seja, o resultado do teste; • Rnom é a relação teórica ou relação nominal do transformador. Relação de transformação (tensões) e relação de espiras Conforme já descrito em capítulos anteriores, a relação do número de espiras (KN) e a de transformação ou de tensões (K) nos transformadores monofásicos são iguais numericamente, em termos práticos. Entretanto, nos transformadores trifásicos podem diferir conforme as conexões dos enrolamentos envolvidas, ou seja, como mostrado na Tabela 1. Assim, qualquer medição da relação do número de espiras para se obter a de transformação nos transformadores trifásicos deve considerar tais valores. Determinação da relação de transformação O ensaio de relação de tensões realiza-se aplicando a um dos 72 Apo io Tabela 1 – Valores de K em função de Kn para as diVersas conexões Ligação K = Dd KN Yy KN Dy Dz Yd Yz enrolamentos uma tensão igual ou menor que a sua tensão nominal, bem como a frequência igual ou maior que a nominal. Para transformadores trifásicos, apresentando fases independentes e com terminais acessíveis, opera-se indiferentemente, usando-se corrente monofásica ou trifásica. No caso da utilização de um teste com correntes monofásicas, o fechamento do transformador deve ser observado para realização das conexões de teste, conforme já exposto. Os métodos usados para o ensaio de relação de tensões são: • Método do voltímetro; • Método do transformador padrão; • Método do resistor potenciométrico; • Método do transformador de referência de relação variável. A ABNT NBR 5356 estabelece que este ensaio deve ser realizado em todas as derivações, o que se constitui uma boa prática, principalmente na recepção do transformador. Observa-se que as tensões deverão ser sempre dadas para o transformador em vazio. A citada norma admite uma tolerância igual ao menor valor entre 10% da tensão de curto-circuito ou ± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos, se aplicada tensão nominal no primário. A seguir são apresentados os métodos do voltímetro e do transformador de referência de relação variável, por serem os mais utilizados. Método do voltímetro O princípio deste método é alimentar o transformador com certa tensão e medi-la juntamente com a induzida no secundário. A leitura deve ser feita de forma simultânea com dois voltímetros. Se necessário devem-se utilizar transformadores de potencial. No caso do uso de instrumentação manual, sem automatismos, recomenda-se que se faça um grupo de leituras, permutando-se os instrumentos visando compensar seus eventuais erros. A média das relações obtidas desta forma é considerada como a do transformador. Observe que, em geral, por facilidade e segurança, a alimentação do transformador é feita pelo lado de AT com níveis reduzidos de tensão em relação nominal do tap considerado. Tal prática, entretanto, resulta em dois problemas fundamentais, Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s KN 3 2KN 3 KN 3 2 KN3 a saber: • A fonte, em grande parte dos casos, apresenta tensões desequilibradas, mascarando os resultados das medições; • Se aplicados, por exemplo, três níveis distintos de tensões, mesmo balanceadas, podem resultar em três valores diferentes de relação de transformação. Em ambas as situações, os erros e as incertezas descaracterizam os objetivos de se medir a relação de transformação. Atualmente, equipamentos de teste microprocessados têm oferecido soluções adequadas para o teste de relação de transformação, com tensões estabilizadas e medidas precisas. Entretanto, cabe ao mantenedor e responsável pelo teste a avaliação de tal instrumentação, antes da realização dos ensaios. A Figura 3 mostra uma aplicação com um equipamento microprocessado multifuncional (CPC100 Omicron), realizando um ensaio de relação de transformação utilizando uma fonte de tensão alternada e um voltímetro. Adicionalmente, a corrente de excitação é medida em amplitude. Também é obtida a diferença de fase entre as tensões primária e secundária. TTR A sigla TTR (iniciais de Transformer Turn Ratio) tornou-se sinônimo de equipamentos para medição da relação de transformação. Em sua concepção original, incorpora um transformador monofásico padrão com número de espiras variáveis, que é posto em paralelo com o que se quer medir. Na atualidade, esse modelo tradicional Figura 3 – Medida da relação de tensões com CPC100 Omicron. 73 Figura 4 – TTR, (a) analógico monofásico (MEGGER), (b) trifásico digital (RAYTECH). é chamado de TTR “monofásico”, pois existem os “trifásicos” e os eletrônicos. No TTR monofásico, quando a relação de seu transformador monofásico com número de espiras variáveis se iguala à do que se quer medir, não há diferença de potencial em seus secundários, nem corrente de circulação. Assim, o valor correto pode ser verificado em um indicador (microamperímetro) nulo. A conexão do equipamento às buchas do transformador a ser testado é executada por meio de quatro conectores, sendo dois conectores, normalmente do tipo “sargento” para serem ligados aos enrolamentos de baixa tensão e dois conectores do tipo “jacaré” para serem ligados aos enrolamentos de alta tensão. As polaridades destas bobinas possuem grande importância, pois, se estiverem invertidas, o TTR não fornecerá leitura. Apesar de a finalidade básica do TTR ser a de fornecer a relação do número de espiras (KN) com precisão, pode ser empregado para a obtenção da relação de tensões dos transformadores trifásicos. Nesse caso, como nem sempre K e KN são iguais, é necessário que se aplique os fatores da Tabela 1. REFERÊNCIAS ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012. * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Qualquer máquina ou equipamento elétrico deverá suportar campos elétricos, onde determinada parte de sua estrutura deverá ter uma resistividade muito alta, assegurando uma oposição à passagem de corrente elétrica de condução. O elemento que promove tal condição é chamado de dielétrico, sendo chamado de isolante o material que o constitui. A finalidade do dielétrico na indústria elétrica é realizar o isolamento entre os elementos condutores do equipamento elétrico, além de modificar o valor do campo elétrico existente em determinado local. Portanto, os sistemas de isolamento constituem um dos principais componentes de um equipamento elétrico. Na sua composição são utilizados diferentes tipos de materiais isolantes que são submetidos a diversos tipos de solicitações dielétricas e térmicas ao longo de sua vida útil. Tais solicitações podem resultar em falhas dos componentes deste isolamento, resultando em desligamentos e prejuízos. Pode-se afirmar que a vida útil de um equipamento elétrico qualquer é considerada como a do próprio sistema de isolamento. A falha da isolação implica na falha do equipamento. Conforme descrito no Capítulo 1, um sistema de isolamento de equipamentos, como utilizado principalmente em transformadores, tanto de potência e transformadores de instrumentos, é Por Marcelo Paulino* Capítulo VI Avaliação do isolamento em transformadores de potência composto principalmente de papel-óleo. Portanto, este trabalho abordará preferencialmente as características deste tipo de isolamento. Este artigo descreverá as principais características de um sistema de isolamento, suas propriedades básicas e os tipos de testes e ensaios comumente executados. Os testes apontados serão apresentados e discutidos nos próximos capítulos. Características dos sistemas de isolamento Classificação dos materiais dielétricos A classificação dos materiais dielétricos pode ser apresentada como: a) Gases (ar, anidrido carbônico, hidrogênio, gases raros, hexafluoreto de enxofre SF6); b) Líquidos (óleos minerais, óleos sintéticos, óleos vegetais); c) Sólidos (resinas, PVC, polietileno PE, papel Kraft, porcelana, vidro); d) Vácuo; e) Compostos ou Híbridos (sistemas papel-óleo, PE-óleo). Propriedades dos dielétricos As principais propriedades dos meios dielétricos são apresentadas a seguir: 57Apo io Assim, para um outro meio qualquer, pode-se definir a permissividade relativa (εr) por meio de: A capacitância de um capacitor de área A e distância entre placas d para um dielétrico qualquer, é dada por: Assim podemos designar, em função da capacitância, a permissividade relativa de um material, definida pela razão mostrada a seguir, em que C é a capacitância entre duas placas paralelas separadas pelo material isolante e C0 é a capacitância das mesmas placas paralelas separadas por vácuo, desprezando-se o efeito de borda. Normalmente, εr não é um parâmetro fixo, mas depende da temperatura, da frequência, bem como da estrutura molecular do material. Polarização A maior parte dos elétrons nos materiais isolantes não está livre para se movimentar. Quando um campo elétrico é aplicado, as forças eletrostáticas resultantes criam um nível de polarização, direcionando as cargas e formando dipolos. Os tipos de polarização são descritos a seguir. O primeiro tipo de polarização é caracterizado por polarizações eletrônica e iônica que ocorrem praticamente instantaneamente sob a ação de um campo elétrico e sem Permissividade ou constante dielétrica Dado um campo elétrico aplicado nas extremidades de um material dielétrico, a permissividade elétrica é determinada pela capacidade deste material polarizar-se, cancelando parcialmente o campo elétrico dentro do material. A permissividade ou constante dielétrica (ε) também pode ser descrita como a facilidade que o material dielétrico permite o estabelecimento de linhas de campo em seu interior. A permissividade ou constante dielétrica para o vácuo (ε0) é dada por: 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s dissipação de energia. Caracteriza-se por um deslocamento elástico de íons ou elétrons ligados ao núcleo de um átomo. A polarização dipolar difere da eletrônica e da iônica com relação ao movimento térmico das partículas. As moléculas dipolares, que se encontram em movimento térmico desorganizado inicialmente, orientam-se parcialmente pela ação do campo, causando o efeito da polarização. A polarização estrutural aparece apenas em corpos amorfos e em sólidos cristalinos polares (por exemplo, vidro), onde um corpo amorfo é parcialmente constituído de partículas de íons. Ela se estabelece pela orientação de estruturas complexas de material, devido à ação de um campo externo, causando um deslocamento de íons e dipolos. Corrente de fuga Nos isolantes sólidos, mesmo caracterizados por uma resistividade muito grande, possuem elétrons livres devido, entre outras causas, a impurezas e forças internas no material, proporcionando uma pequena corrente que atravessa o isolante. Entretanto, pela acumulação de poeira e umidade na superfície do material ou na fronteira entre dois materiais diferentes, forma-se um novo caminho para a passagem da corrente elétrica, chamada corrente superficial. Esses dois eventos caracterizam o aparecimento da corrente de fuga no isolamento. Esse efeito pode ser representado, em termos de circuito elétrico, por um resistor em paralelo com um capacitor, como mostra a Figura 1. A quantificação da dificuldade de circulação da corrente de fuga pelo dielétrico é chamada de resistência de isolamento. Figura 1 – Representação esquemática do dielétrico – corrente de fuga. Rigidez dielétrica A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é dado em V/m. A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para cada material, pois depende fundamentalmente da espessura do isolante, da pureza do material, do tempo e método de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da temperatura, da umidade, entre outros fatores ambientais. Descargas parciais Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um campo elétrico, onde o caminho formado pela descarga não une as duas extremidades dessa região de forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende Figura 2 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE. 59Apo io da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua, sinal transitório ou impulso). A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos tem-se a ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios. Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. As descargas parciais podem ser classificadas de acordo com a natureza da sua origem. Podem ser: • Descargas internas, que ocorrem nos espaços, geralmente vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de isolamento. • Descargas superficiais, que ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a superfície. • Descargas parciais no ar ambiente geralmente são classificadas como descargas externas e frequentemente chamadas de descargas corona. No início do processo de indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura. Resistências de isolamento Uma vez que o campo elétrico estabelecido não ultrapasse o valor da tensão de ruptura, o dielétrico impede a passagem da corrente elétrica. Este evento é dependente da natureza e características do dielétrico e de suas condições físicas. Por não se tratar de um dielétrico perfeito, se aplicada uma tensão no isolante, ele será atravessado por uma corrente. O quociente entre a tensão U e a corrente I é chamada resistência de isolamento. Esta resistência não é constante, ou seja, os isolantes geralmente não obedecem à lei de Ohm. 60 Apo io Perdas no sistema de isolamento Nos dielétricos sujeitos a uma tensão contínua verifica-se uma perda por efeito Joule tal como nos condutores. A corrente de perdas, se bem que muito limitada, dá lugar a um certo aquecimento. Estas perdas não têm importância, a não ser quando dão lugar a um aquecimento, permitindo, por consequência, maior corrente e maiores perdas. Nos dielétricos sujeitos a uma tensão alternada há, da mesma forma, a perda por efeito Joule, mas surge um outro fenômeno que origina perdas e que tem o nome de histerese dielétrica. A energia perdida é também transformada em calor. O nome deste fenômeno é dado pela analogia existente com a histerese magnética. A explicação física das perdas por histerese dielétrica é dada por consideração da falta de homogeneidade do dielétrico. A avaliação é realizada pela medida da capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ) ou Fator de Potência (cosφ) obtidos com ponte Schering e ponte Doble. Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 3 – Exemplo de medida de resistência de isolamento - esquema de conexão. Ensaios e avaliação do isolamento A avaliação do sistema de isolamento pode ser realizada com ensaios elétricos básicos ou avançados, considerando o grau de complexidade da análise a ser realizada. Os ensaios têm por finalidade garantir as condições das características funcionais do isolamento dos transformadores de tal forma que possam entrar em operação segura todo o equipamento. A escolha do teste a ser realizado depende de vários fatores como o local de realização, testes de aceitação em fábrica ou em campo, o tempo disponível para teste, importância do equipamento, condições operativas, dentre outros. As características elétricas de um dielétrico podem ser comprovadas em termos práticos por meio de testes ou ensaios não destrutivos com aplicação de tensão contínua ou alternada. Dos testes e ensaios elétricos não destrutivos, temos: • Resistência de isolamento com corrente contínua, também chamado de teste de absorção de corrente pelo dielétrico, com aplicação de corrente contínua, obtidos, normalmente com o medidor de alta resistência, expresso em MΩ. O ensaio consiste em submeter o isolamento a uma tensão contínua, normalmente entre 500 V e 10.000 V, provocando circulação de uma pequena corrente elétrica, na ordem de microampères. Esta corrente depende da tensão aplicada, da capacitância do isolamento, da resistência total, das perdas superficiais, da umidade e da temperatura do material. Conforme já descrito, podemos afirmar que, para uma mesma tensão, quanto maior a corrente, menor a resistência. • Manutenção em fluídos dielétricos, realizada pelo teste de rigidez dielétrica, com aplicação de corrente Figura 4 – Esquema de conexão para medidas Capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ). 61Apo io alternada expresso em termos de tensão disruptiva e a análise cromatográfica dos gases dissolvidos nos óleos isolantes (cromatografia), que permite detectar eventuais faltas ou defeitos associados aos dielétricos, inclusive antes de um eventual dano do equipamento. • Teste de perdas dielétricas expresso por meio dos valores de capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ) ou Fator de Potência (cosφ) obtidos com ponte Schering e ponte Doble, respectivamente, com aplicação de corrente alternada. A avaliação do isolamento é realizada pela análise dos componentes capacitiva e resistiva que flui pelo dielétrico. • Análise de descargas parciais realizada com instrumentos convencionais analógicos, dependentes do conhecimento do testador, ou modernos sistemas digitais de medida de descargas parciais que torna possível e mais eficaz a discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou ruídos. Capacita também o sistema de teste para identificação dos tipos de falhas e sua localização. • Avaliação da umidade no isolamento papel-óleo por meio da espectroscopia do dielétrico no domínio do tempo e no domínio da frequência. Realizada pela medida da umidade e degradação do isolamento papel-óleo, identificando a resposta do meio dielétrico mediante a aplicação dos testes de corrente de polarização e despolarização e espectroscopia no domínio da frequência. Os próximos capítulos abordarão cada um dos testes descritos. Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de transformadores de potência, Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Ed. EDGARD BLUCHER, 1984. • GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s A avaliação do sistema isolante consiste em uma das principais ferramentas para determinar a condição operacional dos equipamentos elétricos. Assim, este texto analisa os aspectos conceituais referentes à medida da resistência do isolamento, os procedimentos para executá-la e avaliar os resultados obtidos. Em relação às propriedades elétricas de um fluido refrigerante e isolante, o texto abordará o ensaio de rigidez dielétrica do óleo do transformador. Ensaio de resistência de isolamento A resistência de isolamento é a medida da dificuldade oferecida à passagem de corrente pelos materiais isolantes. Seus valores se alteram com a umidade e com a sujeira – alterações da capacitância do isolamento, da resistência total, das perdas superficiais e da temperatura do material – constituindo-se em uma boa indicação da deterioração dos equipamentos elétricos provocada por estas causas. O ensaio consiste em aplicar no isolamento uma tensão em corrente contínua, com valores entre 500 V e 10.000 V. Isso provocará a circulação de um fluxo pequeno de corrente. Deve-se observar, entretanto, que as várias normas sobre este assunto estabelecem que este ensaio não se constitui em critério para aprovação ou rejeição do equipamento. Pelas suas características, constata-se que é bastante útil para a verificação de curtos-circuitos francos, ficando a identificação dos defeitos menos pronunciados a cargo dos ensaios com tensão alternada, de tensão aplicada e tensão induzida. Para a medição da resistência de isolamento utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro ou, popularmente, megger (o que, na realidade, é a marca de um fabricante). Os megôhmetros atuais são analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos), mas, também, podem ser manuais (ou seja, com um "cambito" ou "manivela"). Por Marcelo Paulino* Capítulo VII Ensaios de resistência de isolamento e de rigidez dielétrica Figura 1 – Megôhmetro digital. 57Apo io A resistência resultante medida neste ensaio é a soma da resistência interna do condutor (valor pequeno) mais a resistência de isolação, que é dividida em três componentes (subcorrentes) independentes: a) Corrente de deslocamento ou corrente de carga capacitiva (IC); b) Corrente de absorção (IA); e c) Corrente de dispersão ou corrente de fuga por meio do dielétrico (IL). Figura 2 – Megôhmetro manual. A corrente de deslocamento ou de carga capacitiva (IC) é aquela que surge no instante inicial da energização e possui a mesma função que uma corrente de carga de um capacitor devido ao efeito capacitivo existente entre condutores ou entre condutor e a terra. Dependendo do tipo e da forma do material isolante. Note-se que ela assume o valor máximo quando da energização e decresce rapidamente a um valor desprezível depois que a isolação foi carregada eletricamente por completo. A corrente de absorção (IA) é aquela responsável pela polarização dos dipolos elétricos que constituem a massa do dielétrico. Em equipamentos de baixa capacitância, a corrente é alta pelos primeiros segundos e decresce vagarosamente a quase zero. Ao ensaiar equipamentos de alta capacitância ou isolação com teor de umidade elevado e contaminada, não haverá decréscimo na corrente de absorção por um longo período. Um exemplo prático desse fenômeno é o ressurgimento de tensão nos terminais de um capacitor quando se retira o curto empregado para descarregá-lo. Em função deste aspecto, é necessário observar que ela também assume o seu valor máximo próximo à energização e decresce a valor desprezível em um intervalo variável entre dez minutos e várias horas. 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s A corrente de dispersão ou de fuga (IL), por meio do dielétrico, flui pela superfície e pelo interior da massa do dielétrico, entre condutores ou de um condutor para a terra e é de caráter irreversível. Constitui-se no componente mais importante na medição do ensaio de isolamento em corrente contínua quando se deseja avaliar o estado em que se encontra o isolamento. Tal corrente não varia com o tempo de aplicação de tensão e, nestas condições, se houver alguma elevação de seu nível é indicativo que o isolamento pode vir a falhar. A Figura 3 mostra a corrente total com seus três componentes definidas anteriormente. Procedimentos de teste A seguir são descritos procedimentos como exemplos para realização do teste de resistência de isolamento. Entretanto, tais procedimentos devem ser adequados aos instrumentos de teste utilizados, obedecendo suas características de uso e aos equipamentos a serem testados. Assim, para o ensaio de resistência de isolamento: • Deverão ser obedecidos todos os procedimentos relativos às recomendações de segurança, segundo as especificações da instalação ou da empresa. • Desenergizar o transformador; • Desconectar os cabos externos. Os ensaios de resistência de isolamento devem ser executados com todos os cabos do transformador desconectados das buchas, inclusive o cabo da bucha de neutro; • Caso não seja possível a desconexão dos cabos, deve-se proceder a anotação detalhada do esquema de teste com respectiva descrição; • Curto-circuitar os terminais das buchas de um mesmo enrolamento para obter uma melhor distribuição do potencial; • O tanque do transformador deve ser aterrado; • Inspecionar e limpar as buchas com pano seco ou embebido • De forma que as leituras não sofram influências de resistências em paralelo com a que se está avaliando, deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os terminais do megôhmetro deve ser aplicado como mostrado na Tabela 2 (exemplo utilizando transformador de dois enrolamentos). A Figura 4 mostra um esquema de conexão para medida de resistência entre os enrolamentos de alta e baixa tensão. Figura 3 – Componentes de corrente no ensaio de resistência do isolamento DC (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013). Corrente (em μΑ) Tempo (em segundos) Resistência de Isolação (em Megohms) ∞0 Corrente Total (IA+IC+IL) em álcool e anotar qualquer irregularidade constatada; • Cuidar para que os cabos do megôhmetro não toquem em outras partes do equipamento, ou se toquem, para evitar alteração na medida da resistência do isolamento; • Ajustar o megôhmetro segundo especificações do equipamento utilizado; • Deve-se nivelar o megôhmetro, nos casos de medidores com indicador de ponteiros; • Nos megôhmetros manuais é necessário manter invariável a rotação do cambito na especificada pelo fabricante, para que a tensão aplicada seja constante; • Deve-se sempre observar cuidadosamente o ponteiro do megôhmetro quando em operação. Se ele apresenta oscilação excessiva é provável que haja mau contato, fugas intermitentes pela superfície do cabo de ligação ou influência de circuitos energizados nas proximidades; • Antes de começar a medição, aciona-se o megôhmetro, sem executar qualquer contato entre os terminais e ajustar o ponteiro no “infinito”, girando o botão de ajuste para tal fim; • Deve ser obtida a temperatura dos enrolamentos; • Selecionar a tensão para teste de acordo com o equipamento a ser testado, segundo proposto na Tabela 1. Tabela 1 – Tensões de TesTe conforme a Tensão nominal do equipamenTo Tensão do equipamento (V) < 1.000 1.000 a 2.500 2.501 a 5.000 5.001 a 12.000 > 12.000 Tensão de teste (V) 500 500 a 1.000 1.000 a 2.500 2.500 a 5.000 10.000 Tabela 2 – conexões para TesTe em Transformador de dois enrolamenTos Resistência entre AT – BT AT – CARCAÇA BT – CARCAÇA Line AT AT BT Guard Carcaça BT AT Earth BT Carcaça Carcaça Circuitos conectados aos terminais 60 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Critérios de avaliação A avaliação é realizada pela comparação dos valores de resistência de isolamento obtidos ao longo do ensaio, sendo realizadas medidas em intervalos de 30 segundos a 1 minuto, com duração total de geralmente dez minutos. Além da interpretação da curva mostrada na Figura 5, a condição do Índice de Polarização e Índice de Absorção apontarão o estado do isolamento. Assim, na curva da Figura 5, um crescimento contínuo na resistência indica boa isolação, em contrapartida, uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada. A Tabela 3 mostra a orientação para o diagnóstico com os índices. Considerações sobre resistência de isolamento Os resultados obtidos no ensaio de resistência de isolamento não podem ser considerados um critério exato de avaliação das condições do isolamento do transformador e de sua capacidade operativa. Entretanto, os valores medidos podem ser usados como uma orientação sobre o seu estado, baseando-se na avaliação do histórico do equipamento. Basicamente, a degradação do isolamento pode ser avaliada por meio de testes ao longo do tempo com o ensaio de resistência de isolamento em CC, e também determinada a condição do isolamento como um teste “passa ou não passa”. Neste caso, a existência de uma falha grave no isolamento, como um curto- circuito franco, é evidenciada. Caso contrário, a avaliação deve ser realizada pelo ensaio de perdas em corrente alternada, ensaios de tensão aplicada e tensão induzida. Ensaio de rigidez dielétrica A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é dado em V/m. Tabela 3 – Tabela orienTaTiva para o diagnósTico com os índices ip e ia Condições de isolamento Pobre Duvidoso Aceitável Bom Índice de absorção (R1min/R30s) < 1,0 1,0 a 1,4 1,4 a 1,6 > 1,6 Índice de absorção (R10min/R1min) < 1,0 1,0 a 2,0 2,0 a 4,0 > 4,0 Figura 4 – Conexões para medida de AT-BT em transformadores de dois enrolamentos. Figura 5 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013). boa isolação isolação quebrada Tempo (em minuTos) 0 10 minuTos resisTência (em megohms) A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para cada material, pois depende fundamentalmente da espessura do isolante, da pureza do material, do tempo e do método de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da temperatura, da umidade, dentre outros fatores ambientais. O óleo apresenta alta rigidez dielétrica se possuir baixo teor de agua e baixo teor de partículas contaminantes. Água e partículas sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão elétrica elevada e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica. Portanto, a rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes. Um baixo valor da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes. Como o teste é realizado obtendo-se o valor de tensão na qual ocorre uma ruptura do fluido entre dois eletrodos posicionados no interior de uma cuba de material isolante • O resultado das medidas deve ser corrigido para a temperatura de referência. 61Apo io * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] Tabela 4 – valores recomendado para Transformadores (méTodo abnT nbr iec 60156 - cigre brasil, gT a2.05, 2013) Tensão ≤ 72,5 kV > 72,45 / ≤ 242 kV > 242 kV Valores limites ≥ 40 kV ≥ 50 kV ≥ 60 kV Figura 6 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE. Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. • GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. em condições preestabelecidas, o resultado dependerá das condições em que o teste foi realizado. Os procedimentos mais utilizados no Brasil incluem o uso de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros de formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE. A Figura 6 mostra a cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE. Independentemente do tipo de teste a ser executado, é importante que a cuba e os eletrodos estejam bem limpos e secos antes do enchimento do óleo. A Tabela 4 mostra os valores recomendados para transformadores segundo a ABNT NBR IEC 60156. 52 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s A avaliação de equipamentos de subestação tem evoluído com a utilização de procedimentos e sistemas de teste dotados de técnicas e ferramentas que promovem uma avaliação eficaz e rápida desses equipamentos. Essa avaliação deve ser aprimorada, de forma a garantir o funcionamento contínuo das instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica. Como os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas, tais como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, as atividades de comissionamento e manutenção periódica para verificação regular das condições de operação desses equipamentos tornam-se cada vez mais importante. E torna-se imperativo a busca por Por Marcelo Paulino* Capítulo VIII Avaliação do isolamento em transformadores de potência Ensaio de perdas dielétricas e capacitância procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. Este trabalho mostra técnicas de avaliação e testes de transformadores utilizando varredura de frequências. Por meio da observação do fenômeno do efeito pelicular e do fenômeno da polarização do meio dielétrico, o trabalho avalia a condição do isolamento de transformadores de potência e buchas de alta tensão. Medida de capacitância, fator de potência e fator de dissipação com variação de frequência Medida da Capacitância (C) e Fator de Dissipação (FD) estão estabelecidos como importantes métodos de diagnóstico de isolamento, publicado primeiro por Schering em 1919 e utilizado para esse propósito em 1924. Em um diagrama simplificado do isolamento, Cp representa a capacitância e Rp, às perdas. 53Apo io Figura 1 – Diagrama simplificado do isolamento. O fator dissipação é definido como: Na Figura 2, C1 e R1 conectados em série representam as perdas do objeto em teste, e C2 representa perdas livres do capacitor de referência. Novas aplicações de avaliação do isolamento com variação de frequência Até os dias de hoje, o fator de dissipação ou o fator de potência só foram medidos na frequência da linha. Com a fonte de potência do equipamento utilizado neste trabalho é possível agora fazer essas medições de isolamento em uma larga faixa de frequência. Relações entre o fator de potência e o fator de dissipação A relação entre fator de potência (FP), definido como o cosseno do ângulo entre a corrente total e a tensão aplicada (cos ϕ), e o fator de dissipação (FD), definido como a tangente do ângulo entre a corrente total e a corrente capacitiva (tan δ). Matematicamente, a correlação entre os dois pode ser escrita como: (1) Figura 2 – Representação de uma Ponte Shering. (2) (3) 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Além da possibilidade de aplicar uma larga faixa de frequência, as medições podem ser feitas em frequências diferentes da frequência da linha e seus harmônicos. Com este princípio, as medições podem ser realizadas também na presença de alta interferência eletromagnética em subestações de alta tensão. A faixa de frequência utilizada varia de 15 Hz a 400 Hz. Os testes podem ser realizados sem problemas, pois, nesta faixa de frequências, as capacitâncias e as indutâncias do sistema elétrico testado são praticamente constantes. Para avaliarmos o isolamento, devemos considerar que o dielétrico perde sua capacidade de isolar devido a: • Movimento de íons e elétrons (corrente de fuga); • Perdas por causa do efeito da polarização. Procedimentos gerais Em linhas gerais, seguem alguns procedimentos para a realização das medidas de capacitância e fator de potência para transformadores de dois enrolamentos. A Figura 3 mostra a representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos. Em que: • Cab representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta Tensão (AT) e os enrolamentos de Baixa Tensão (BT); • Ca representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta Tensão (AT) e a carcaça; • Cb representa o isolamento entre os enrolamentos de Baixa Tensão (BT) e a carcaça. Assim: • O transformador deve estar desenergizado e completamente isolado do sistema de potência; • O aterramento adequado do tanque do transformador deve ser checado; • Os terminais das buchas de alta tensão devem ser isolados Figura 3 – Representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos. da conexão das linhas; • Todos os terminais das buchas de um determinado grupo, como os terminais A, B, C (e Neutro) do enrolamento de Alta Tensão; A, B, C (e Neutro) do enrolamento de baixa tensão e A, B, C (e Neutro) do enrolamento terciário devem ser conectados; • Os terminais do neutro de todos os enrolamentos conectados em estrela com ponto aterrado devem ser desconectados do terra (tanque); • Se o transformador tiver um comutador de taps, então ele deve ser posto na posição de neutro (0 ou no meio dos taps); • Conectar os terminais de aterramento do equipamento de teste no aterramento do transformador (subestação); • Conectar a saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no enrolamento de alta tensão do transformador (de acordo com as instruções de conexão). Deve-se evitar que partes desparafusadas ou soltas do cabo de teste de alta tensão toquem qualquer parte como buchas e o tanque do transformador. Isto pode causar abertura de arcos (flashovers); • Conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento de baixa tensão, e o cabo Guarda (azul) carcaça do transformador (de acordo com as instruções de conexão do equipamento de teste utilizado). Neste caso é realizada a medida: ♦ UST-A: medida de AT para BT, guardando carcaça (Cab). • Alguns equipamentos de teste possuem a facilidade de trocarem a função dos cabos, ou seja, o cabo vermelho pode ser um cabo de medida ou Guarda, dependendo da escolha do testador. O mesmo ocorre para o cabo Azul. Assim, com a mesma conexão é realizada a medida: ♦ GST-A: medida de AT para carcaça, guardando BT (Ca). • Para realizar o teste de BT para carcaça, conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento de alta tensão, e o cabo de saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no Figura 4 – Transformador preparado para teste. 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Tabela 1 – Condições do isolamenTo pela ieee sTd. 62-1995 Transformador Novo Antigo sob serviço Todos os valores medidos a 20 °C Condições do isolamento Bom DF < 0.5% DF < 0.5% Aceitável - 0.5% < DF < 1% Deve ser investigado - DF > 1% enrolamento de baixa tensão. O cabo Guard (azul) continua na carcaça do transformador. É realizada a medida: ♦ GST-A: medida de BT para carcaça, guardando AT (Cb). Neste caso é importante que o testador use o histórico do equipamento para realizar uma análise adequada. Com o desenvolvimento de novas técnicas e novos equipamentos de teste, a avaliação do isolamento pode ser feita com a variação de frequência da tensão de teste. Assim capacita o testador a realizar testes sem problemas de interferência eletromagnética e com maior capacidade de avaliação. Com a variação de frequência, o resultado mostra uma tendência que pode ser usada para avaliação, pois à medida que elevamos a frequência, as perdas aumentam, ou seja, os valores de FP ou FD tendem a aumentar. As Figuras 7 e 8 mostram o comportamento do FP com variação de frequência para um transformador novo de 69 kV. A seguir temos um exemplo de resultado onde é realizada a comparação das medidas de fator de potência entre as buchas das três fases de um banco de reatores ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46, 2002, com potência: 40,33 MVAr, tensão HV: 500 kV, corrente HV: 127 A. A Figura 9 mostra um dos reatores e a Figura 10 mostra os valores de FP para as três fases do banco. • “Curte-circuite” todos os TCs de bucha, se houver; • Não faça nenhum teste com alta tensão em transformadores sob vácuo; • A tensão de teste pode ser alterada respeitando-se a tensão do enrolamento sob teste; • Todos os testes devem ser feitos com a temperatura do óleo próxima a 20 °C. Correções de temperatura podem ser calculadas usando as curvas de correção, mas elas dependem em grande parte do material isolante, do conteúdo de água e de vários outros parâmetros; • É importante obedecer às determinações registradas nos manuais dos equipamentos de testes. Avaliação do ensaio de fator de potência Para os testes realizados apenas na frequência da linha (60 Hz), o range dos valores de fator de potência para novos e antigos transformadores são publicados pelas normas e por outras literaturas. Pela IEEE Std. 62-1995, são determinados os seguintes valores: Figura 5 – Esquema de conexão para medidas AT-BT e AT-carcaça. Figura 6 – Esquema de conexão para medidas BT-carcaça. Figura 7 – Transformador novo de 69 kV. Figura 8 – Fator de potência para transformador novo de 69 kV. 57Apo io Nota-se que o fator de potência tende a aumentar com o aumento da frequência, comprovando o descrito anteriormente. Entretanto, registraram-se picos negativos e positivos exatamente sobre a frequência de 60 Hz. Isso ocorreu devido à forte interferência eletromagnética na medida, pois os reatores avaliados estão instalados ao lado do bay de 500 kV energizado. Vale ressaltar que, se as medidas fossem feitas apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam errados, pois não levariam em consideração as condições reais do isolamento sob teste. Diagnóstico de umidade no isolamento Para a avaliação do conteúdo de umidade no isolamento líquido e sólido, o emprego do método Karl Fischer, além de amplamente utilizado, serve como dado de referência para outros métodos, tais como os métodos de resposta dielétrica. Entretanto, este método sempre é afetado por diversas influências, como o ingresso de umidade do ambiente durante a coleta, transporte e preparação da amostra. Isso compromete os resultados e dificulta a comparação com valores referenciais. Figura 10 – Medidas de fator de potência nas fases A, B e V. Figura 9 – Reator ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46 (154 kV-20 kV). 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Buscando uma solução para determinação da umidade, métodos de diagnóstico de dielétricos foram desenvolvidos para deduzir a umidade no papel e realiza a análise das características do isolante. Os trabalhos da Força Tarefa D1.01.09 do Cigré mostram a validade desses métodos. Estes trazem a promessa de dar maior precisão ao diagnóstico e determinação da umidade no isolamento. Métodos de diagnósticos do dielétrico deduzem o teor de umidade no isolamento sólido empregando os mecanismos de estabelecimento de correntes polarização e despolarização, bem como fator de dissipação com variação de frequência. A seguir é descrito o método que combina medidas no domínio do tempo e medidas no domínio da frequência. Isso possibilita diagnósticos seguros até mesmo para isolamentos muito antigos. Medidas das propriedades dielétricas Sobre as propriedades do dielétrico, o isolamento de um transformador é composto de espaçamentos preenchidos com óleo isolante. Sendo aplicada tensão de teste no enrolamento de alta tensão, a corrente flui na isolação principal e é medida no instrumento de teste. Essa corrente é medida na ordem de [nA] e [pA]. As propriedades medidas são a condutividade da celulose e do óleo, além do efeito de polarização interfacial. A polarização interfacial ocorre se dois materiais com diferente condutividade e permissividade (óleo e papel) estão dentro de um dielétrico. Assim, os íons em óleo viajam para o elétrodo oposto e forma uma nuvem de carga que pode ser medida externamente como um efeito de polarização. A polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do isolamento e sua composição. A medida do isolamento de um transformador consiste na medida da superposição de vários efeitos, tais como as propriedades do papel sozinho e do óleo isolante, mostradas na Figura 11. A análise das propriedades dielétricas é dada com a combinação da polarização interfacial no isolamento óleo e papel no transformador de potência, combinando suas características. A resposta dielétrica de isolamento pode ser registrada no domínio do tempo ou no domínio frequência. Uma vez no domínio do tempo tem-se o registro da medida de carga e descarga das correntes pelo isolamento. Este procedimento é conhecido como Corrente de Polarização e Despolarização (Polarization and Depolarization Currents – PDC). As medidas no domínio da frequência são obtidas pelas medições de tangente delta, com uma faixa de frequência maior, especialmente em baixas frequências. Este procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio da Frequência (Frequency Domain Spectroscopy – FDS). A combinação dessas duas técnicas reduz drasticamente a duração do teste comparado com as técnicas existentes. Análise das medidas no isolamento e determinação da umidade A umidade influencia fortemente grandezas como correntes de polarização e despolarização, capacitância e fator de dissipação. O fator de dissipação com variação de frequência mostra uma forma de curva típica em formato de “S”. Com o aumento do teor de umidade, da temperatura ou com o envelhecimento, a curva aumenta para frequências mais elevadas. A seguir estão os resultados do teste em transformador WEG 230-69-13,8 KV, fabricado em 1981 e reformado em 2010. A Tabela 2 mostra os resultados na frequência de 60 Hz extraídos do teste de PDC+FDS mostrado na Figura 13. A Figura 14 mostra a unidade testada. Figura 11 – Fator de dissipação do papel e do óleo e a sobreposição dos efeitos na reposta global (óleo + papel). Figura 12 – Interpretação para os dados de domínio da frequência com a discriminação entre as influências de vários fenômenos físicos. 59Apo io Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. Tabela 2 – ResulTado de TesTe em TRansfoRmadoR de 230 KV (60 Hz) Teste realizado AT – BT (CHL) BT– massa (CLT) Fator de dissipação 0,210% 0,226% Umidade 1,2% 1,3% Capacitância 2,4681 nF 4,6884 nF Figura 13 – Resultados do teste em transformador 230-69-13.8 KV sob teste. • GT A2.05 – Guia de manutenção para transformadores de potência. Cigre Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. Figura 14 – Transformador 230-69-13.8 KV sob teste. * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 48 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Este texto descreve os conceitos e princípios da aplicação da análise de resposta em frequência e impedância terminal. Mostra a diferença entre as duas definições (função de transferência e impedância terminal). Comumente esses dois elementos são confundidos e tratados erroneamente como sendo um único elemento. O trabalho também descreve os princípios de avaliação e os algoritmos utilizados como ferramenta que fornece uma referência numérica e ajuda a equipe de teste na tomada de decisão, eliminando erros na análise do resultado. Assim aumenta-se consideravelmente a confiabilidade do ensaio. Introdução Da eletrônica temos a designação de análise da resposta em frequência como o estudo da relação entre dois sinais alternados com a variação da frequência. Sua representação é realizada em notação polar, definindo as funções amplitude e fase da resposta em frequência, evidenciando a relação existente entre as amplitudes e a diferença entre as fases dos sinais de entrada e saída no objeto em teste. As representações gráficas das funções amplitude e fase da resposta em frequência, em escala logarítmica, representam as assinaturas do Por Marcelo Paulino* Capítulo IX Análise de resposta em frequência Diagnóstico de transformadores de potência utilizando análise de resposta em frequência e impedância terminal objeto em teste diante da variação de frequência. A indústria elétrica usa essa técnica para avaliar transformadores de potência, por meio da função de transferência, ou seja, da relação das tensões de entrada e saída do objeto em teste e por sua impedância terminal. Análise de resposta em frequência, geralmente conhecida dentro da indústria como FRA, é uma técnica de teste de diagnóstico poderosa. Consiste em medir a função de transferência, também conhecida como resposta em frequência, e a impedância dos enrolamentos. Essas medidas podem ser usadas como um método de diagnóstico para a detecção de defeitos elétricos e mecânicos do transformador em cima de uma larga escala de frequências. Para tal é realizada a comparação entre a função de transferência obtida com assinaturas de referência. Diferenças podem indicar dano ao transformador que pode ser investigado usando outras técnicas ou um exame interno. Os transformadores são equipamentos essenciais em sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica. Na ocorrência de uma falta no sistema, descarga atmosférica ou uma falta dentro do transformador, podem ser geradas altas correntes circulantes nas bobinas e/ou uma alta tensão 49Apo io sobre estas. Consequentemente ocasionam danos estruturais, deformações nas bobinas e/ou de isolação do equipamento, fechando-se curto-circuito entre espiras, entre bobinas ou destas para a carcaça (ponto de terra). Danos de transporte também podem ocorrer se os procedimentos forem inadequados, podendo conduzir ao movimento do enrolamento e núcleo. O circuito equivalente de um transformador é complexo e composto de resistências, indutâncias e capacitâncias provenientes dos enrolamentos, assim como capacitâncias parasitas entre espiras, entre bobinas e destas para o tanque. Este circuito possui características únicas de resposta em frequência para cada transformador, funcionando como uma impressão digital. Qualquer tipo de dano na sua estrutura interna, tanto na parte ativa (enrolamentos e núcleo) como na parte passiva (estrutura, suportes, tanque etc.), afeta diretamente os parâmetros deste circuito equivalente, o que altera sensivelmente a resposta em frequência deste circuito, que comparado à sua resposta original pode claramente evidenciar a falha. Um problema da análise de resposta em frequência é a falta de procedimento padronizado internacional para que seja feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de transferência pode ser interpretada como uma deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é complicado estimar o correspondente grau de deformação do enrolamento e identificar qual a extensão da variação das medidas do FRA é aceitável para operação do transformador sem falhas. Definições Análise de resposta de frequência (Frequency Response Analysis – FRA) Análise de resposta de frequência, comumente chamada de FRA, é uma técnica de diagnóstico utilizada para detectar alterações nas características da estrutura de transformadores de potência, principalmente deformações nas bobinas. Essas modificações podem ser resultados de diversos tipos de problemas elétricos ou mecânicos (danos durante o transporte, a perda de fixação de partes internas, esforços mecânicos causados por curto-circuito, etc.) O teste não é destrutivo e pode ser usado tanto como uma ferramenta para detectar danos de enrolamento, quanto uma ferramenta de diagnóstico para estudo de defeitos observados em outros testes (por exemplo, o 50 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s fator de potência do isolamento, análise de gases dissolvidos, impedância de curto-circuito, etc.). FRA consiste na medida da função de transferência e na medida da impedância terminal vista pelo sistema de medida. A medição é feita por uma ampla gama de frequências e os resultados são comparados à assinatura de referência ou "impressão digital" do enrolamento para obtenção de um diagnóstico. Método de varredura de frequência (Sweep Frequency Method) Consiste na medida direta de uma resposta de frequência por meio da injeção de um sinal de frequência variável. Este sinal é injetado em um terminal de entrada e medida a resposta no terminal de saída. Também designado por análise de resposta em frequência por varredura (SFRA – Sweep Frequency Response Analysis). Método de impulso de tensão (Impulse Voltage Method) Consiste na medida indireta de uma resposta de frequência, realizada pela injeção de um ou mais sinais de impulso de tensão em um terminal de entrada e medida a resposta no terminal de saída. Se mais do que um impulso é utilizado, as formas de onda são diferentes, de modo a proporcionar uma densidade mais uniforme do espectro para calcular os resultados. As medidas, realizadas no domínio do tempo, são transformadas para o domínio de frequência. Amplitude da função de transferência A amplitude da resposta relativa ao sinal injetado determina a função de transferência de tensão, geralmente expresso em dB. O resultado corresponde à medida sobre a admitância testada, com a relação entre a tensão de entrada e a tensão de saída, calculado como: Em que: • A(dB): amplitude, em [dB] • Vout: tensão de entrada • Vin: tensão de saída Fase da função de transferência A mudança de ângulo de fase da resposta relativa ao sinal injetado em função da frequência. Impedância terminal (função impedância) Consiste na representação gráfica da impedância própria de uma bobina ou da impedância vista pelo sistema de medida, apresentando a relação entre o sinal de tensão de entrada e o sinal de corrente de entrada em função da frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e Função Admitância Ii/Ui (f). Sua representação pode ser realizada em forma gráfica como parte real e parte imaginária ou como módulo e ângulo. Autoadmitância do enrolamento Quando um transformador é posto à prova por um teste de resposta em frequência, as conexões são configuradas de tal maneira que quatro terminais são usados. Estes quatro terminais podem ser divididos em dois pares originais, em um par para a entrada e em outro par para a saída. Estes terminais podem ser modelados em um par de terminais duplos ou em uma configuração como uma rede de duas portas. A Figura 2 mostra esse modelo. Figura 1 – Esquemas básicos de conexão: (a) Conexão para medida da função de transferência (b) Conexão para medida da impedância terminal. 52 Apo io Figura 3 – (a) Princípio básico de conexão para medida do SFRA. (b) Circuito básico para teste. Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 2 – Representação do quadripolo Na diagonal da matriz [Y], Yii é a autoadmitância do nó i, ou seja, é a soma de todas as admitâncias conectadas ao nó i. Na prática, esta é a admitância medida pela aplicação de uma tensão a uma extremidade de um enrolamento e da medição da corrente por meio da outra extremidade do enrolamento. Esses resultados são obtidos por meio das medidas de impedância terminal do transformador sob teste. Admitância entre os enrolamentos Segundo (2), Yij é a admitância entre enrolamentos ou a admitância de acoplamento entre os nós i e j. Representação da impedância do elemento em teste pela função de transferência Não se trata da medida de impedância terminal, mas apenas da representação gráfica relativa à impedância vista pelo sistema de medida, segundo os resultados obtidos pela função de transferência. Quando é realizada a medida da função de transferência H(jω), não é medida a impedância do elemento em teste, ou seja, obtém-se a relação das tensões de entrada e saída e não a impedância Z(jω) deste elemento. A grande maioria dos instrumentos de medida e arranjos de ensaio não fornece a medida da impedância, eles o calculam em função de uma impedância de referência. Quando o instrumento utilizado não é capaz de medir a impedância, utiliza-se o recurso de substituir uma corrente pela tensão de saída. Os arranjos de teste são baseados no circuito apresentado pela Figura 3b, em que Vfonte é o sinal injetado e Ventrada e Vsaída são as medidas da tensão de referência e de teste. Zfonte é a impedância interna do gerador de sinais ou do analisador de redes e Z(jω) é a impedância do enrolamento. Uma impedância Zfonte é definida como 50 Ω, por exemplo, e incorporada em H(jω). As equações 3 e 4 mostram o relacionamento de Z(jω) a H(jω), com a representação das tensões no domínio da frequência. Detecção de falhas no transformador A impedância do transformador é, principalmente, um valor combinado da composição do enrolamento (resistências, reatância de fuga e capacitâncias) e os componentes de excitação (condutância, susceptância e capacitância). Os componentes indutivos (L) e capacitivo (C) são responsáveis pela característica transitória e pelas de ressonâncias, em que a reatância indutiva é igual a reatância capacitiva. A frequência de ressonância fr é dada por (5). 53Apo io Conforme descrito, as técnicas de análise de resposta em frequência são capazes de detectar diversos pontos de ressonância. Portanto, é possível estimar as localizações das alterações locais que não puderam ser detectados por meio de técnicas de diagnóstico convencionais. Algoritmos para análise Um problema da análise de resposta em frequência é a falta de procedimento padronizado internacional para que seja feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de transferência pode ser interpretada como uma deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é complicado estimar o correspondente grau de deformação do enrolamento e identificar qual extensão da variação das medidas do FRA é aceitável para operação do transformador sem falhas. As análises são feitas por pessoas capacitadas, porém, há o risco de serem julgadas de maneira subjetiva. Por isso, a necessidade de um algoritmo que permita a determinação qualitativa e quantitativa de duas assinaturas de FRA relacionadas com uma determinada faixa de frequência. Para iniciarmos a discussão sobre os modelos matemáticos aplicados a análise de falha nos testes de reposta em frequência, definimos FT como função de transferência. Desvio entre funções de transferência O cálculo do desvio ou erro entre uma FT de referência e uma FT de teste é o método mais fácil de mostrar as diferenças. Chamaremos essa diferença de função erro representada por Δ0(f). A desvantagem deste método é que a função erro é calculada de maneira não uniforme pela faixa de 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s frequência. É necessário realizar uma normalização da função erro para ficar independente da resposta da função erro aplicada às funções de transferências consideradas. Uma possibilidade é padronizar o valor médio da FT de referência, |FTRef(f)| como mostrado em (5). Com isto, o peso da função erro é o mesmo em toda a faixa de frequência. A esperança E[Δ1(f)] descreve o erro relativo médio da FT de teste. Se a FT de teste e a FT de referência forem idênticas seu valor será zero. Também se Δ0(f) for zero, isso significará apenas ruído. Em que X(k) e Y(k) são sequências comparáveis da resposta em frequência com comprimento N. O fator Rxy avalia em diferentes valores das escalas os fatores de avaliação do enrolamento, conforme os dados mostrados na Tabela 1. Usando os fatores de avaliação do enrolamento apresentados, as condições de deformação do enrolamento do transformador são definidas na Tabela 2. O desvio padrão é uma medida da variação do erro que significa a distribuição estatística dos valores da função erro, dada pela raiz quadrada positiva da variância. O desvio padrão é zero para uma diferença constante entre as funções de transferências. O fator de correlação pode assumir valores apenas entre -1 e +1. Uma completa correlação linear positiva (negativa) de duas variáveis aleatórias é dada por um valor de +1(-1) e uma correlação não linear é dada pelo valor do fator de correlação igual a zero. O fator descreve o nível de dependência linear entre duas variáveis aleatórias. Se duas variáveis aleatórias são consideradas como dois vetores N-dimensionais, o fator de correlação pode ser interpretado como o cosseno do ângulo entre os dois vetores. Padrão chinês de análise do FRA – Norma DL/T911- 2004 DL/T911-2004 é uma norma para análise da resposta em frequência usada na República Popular da China. Para maiores detalhes o usuário pode visitar o website www. Fator de correlação cruzada O fator de correlação é a medida da similaridade entre duas curvas. No caso de variáveis discretas aleatórias, é definida como o quociente entre a covariância (Cov) e o desvio padrão (σ) dessas variáveis. Tabela 1 – FaTores de avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/T911-2004 Fator de avaliação do enrolamento RLF RMF RHF Escala de frequência 1 kHz ..... 100 kHz 100 kHz ..... 600 kHz 600 kHz ..... 1 MHz Tabela 2 – avaliação de enrolamenTos de acordo com a norma dl/ T911-2004 Grau de Deformação do Enrolamento Enrolamento normal (Normal winding) Deformação leve (Slight deformation) Deformação óbvia (Obvious deformation) Deformação severa (Severe deformation) Fator de Avaliação do Enrolamento RLF ≥ 2,0 E RMF ≥ 1,0 E RHF ≥ 0,6 2,0 > RLF ≥ 1,0 OU 0,6 ≤ RMF < 1,0 1,0 > RLF ≥ 0,6 OU RMF < 0,6 RLF < 0,6 cepp.com.cn da empresa China Electric Power Publishing Co. O algoritmo avalia a similaridade de duas respostas em frequência de enrolamentos de transformadores (duas assinaturas) pelo cálculo dos fatores RLF, RMF e RHF (ver Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo com a norma DL/T911-2004). Para entendimento básico do cálculo que envolve esse algoritmo, o cálculo dos fatores é mostrado a seguir. 55 * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] A norma chinesa mostra-se uma boa tentativa para apoiar as avaliações de ensaios de resposta em frequência, mas atualmente não podemos assegurar sua plena utilização sem a análise do testador. Uma possível solução seria a integração de vários algoritmos. Referências • PAULINO, M. E. C. Diagnóstico de Transformadores e Comparações entre Algoritmos para Análise de Resposta em Frequência. V WORKSPOT- International Workshop on Power Transformers, Belém, PA, Brasil, 2008. • CIGRÉ Report 342 WG A2.26. Mechanical condition assessment of transformer windings: Guidance Technical Brochure CIGRE Study Committee A2 – Work Group A2.26, 2008. • PAULINO, M. E. C. et al. Aplicações de Análise de Resposta em Frequência e Impedância Terminal para Diagnóstico de Transformadores. XIII ERIAC – Décimo Terceiro Encontro Regional Ibero-americano do CIGRÉ , Foz do Iguaçu, Argentina, 2009. • SANO, T. K. M. Influence of Measurement Parameters on FRA Characteristics of Power Transformers” Proceedings of the 2008 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis. Beijing, China, April 21-24, 2008. • Frequency Response Analysis on Winding Deformation of Power Transformers, The Electric Power Industry Standard of People´s Republic of China, Std. DL/T911-2004, ICS27.100, F24, 2005. • IEEE PC57.149/D6, Draft Trial Use Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil Immersed Transformers, april 2009. 48 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Este artigo apresenta definições, descrição dos efeitos, além de técnicas para análise de descargas parciais. Mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de descargas parciais, onde é possível obter dados a partir de fontes separadas de descargas parciais. No teste de descargas parciais, a separação de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise adequada de descargas parciais. Sistemas de medição de múltiplos canais sincronizados fornecem novas e avançadas técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD. Introdução A indústria elétrica é forçada a manter as antigas instalações em operação devido à crescente pressão para reduzir custos. Além disso, os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a verificação regular das condições desses equipamentos torna-se cada vez mais importante, seja no comissionamento, nas atividades de manutenção preventiva ou processos de reparo. Torna-se imperativo a busca Por Marcelo Paulino* Capítulo X Avaliação de descargas parciais Uso de medição com sistemas digitais de múltiplos canais sincronizados para avalição de transformadores com descargas parciais de procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. A norma IEC 60270 define descargas parciais como descargas elétricas localizadas na união entre dois condutores, por meio do isolamento, que pode ou não ocorrer próximo de um condutor. Descarga parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de estresses elétricos em isolamentos ou em superfície de isolamentos. A medição síncrona de múltiplos canais é uma poderosa ferramenta na detecção, localização e separação de sinais de descargas parciais de ruídos de fundo quando da realização de testes em transformadores trifásicos, motores, geradores e cabos. Tal método permite que o mesmo sinal seja detectado em mais de um medidor simultaneamente. Isto é fundamental para o processo de localização e diferenciação das diversas fontes geradoras de descargas internas que podem ser provenientes do efeito corona, descargas do tipo superficiais, descargas geradas em gaps que são comuns principalmente em geradores, motores e descargas provenientes dos próprios elementos do circuito de medição como a fonte de tensão que alimenta o circuito, filtros, transformadores elevadores, buchas 49Apo io capacitivas e capacitores de acoplamento. Neste texto, são apresentadas definições de descargas parciais internas que são geradas devido a contaminação do isolante, defeito de fabricação de resinas e até mesmo deterioração de componentes. Os requisitos de hardware para o teste visando à realização de medidas adequadas são observados. As características como taxas de amostragens e imunidade a ruídos são especialmente tratadas na concepção do sistema de teste descrito. Este trabalho apresenta um novo método que trata a separação entre o sinal medido e o ruído provocado por interferências externas. Assim, é possível separar ruídos de diferentes fontes de descargas parciais localizadas no mesmo objeto sob teste. Os sinais de descargas parciais são frequentemente sobrepostos por pulsos de ruído, fato que faz uma análise dos dados de DP mais difícil para os especialistas e sistemas de software especializados. Com o desenvolvimento contínuo de unidades de teste e monitoramento de descargas parciais, os sistemas de análise precisam se tornar mais eficazes e automáticos. Esse trabalho mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de descargas parciais, no qual é possível obter dados a partir de fontes separadas de descargas parciais, a fim de fazer medições mais confiáveis. Definição de descargas parciais Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um campo elétrico, em que o caminho formado pela descarga não une as duas extremidades dessa região de forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua, sinal transitório ou impulso). A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos, tem-se a ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios. Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder 50 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. O pulso de carga criado geralmente tem valores em torno de alguns pC até na ordem de nC, dependendo do aparato que está sendo analisado. A norma IEC 60270 define Descarga Parcial como: “Descargas elétricas localizadas que simplesmente faz a ligação parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga Parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos com a duração menor que 1 μs”. As descargas parciais podem ser classificadas de acordo com a natureza da sua origem. Podem ser do tipo superficial, corona, buraco interno, contaminante em resinas, bolhas de gases em dielétricos líquidos, entre outros. Descargas superficiais Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia a superfície excede um determinado valor crítico, o processo de descarga superficial é iniciado. Esse processo é conhecido como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação. Descargas externas Descargas parciais no ar ambiente geralmente são classificadas como “descargas externas” e, frequentemente, chamadas de “descargas corona”. No início do processo de indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura. Isso forma regiões nas vizinhanças dessas pontas com elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do gás. Esse processo químico desencadeado por descargas no gás cria subprodutos que são incorporados ao meio gasoso. Assim, os processos no ar ambiente puro podem ser considerados como reversíveis e geralmente inofensivos. Entretanto, descargas corona no ar geram ozônio, causando fissuras na isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor d’água podem corroer metais e depositar material condutor em isoladores. Isso causa o trilhamento do material. Descargas internas As descargas internas ocorrem nos espaços geralmente vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em isolamentos sólidos podem ocorrer em cavidades capilares de gás, em vazios ou trincas, podendo ser estabelecidos em defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as descargas parciais podem ocorrer em bolhas de gás devido a fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados em regiões de alta intensidade de campo elétrico. Um tipo particular de descargas internas são as descargas que ocorrem em arborescências elétricas. A arborescência (treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no interior da isolação de equipamentos elétricos, tais como cabos de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir de uma falha no eletrodo. Este texto considera a partir deste ponto que o termo descarga parcial será sempre utilizado para designar descarga parcial interna. Sistemas de medidas analógicas de descargas parciais As medidas analógicas de descargas parciais começaram na década de 50 com instrumentos que abriram caminho para a medida de carga aparente com pC no lugar das medidas de RIV (Tensão de Rádio Interferência) em μV. Esses instrumentos têm frequência central fixa e com as frequências de corte inferior e superior ajustadas em etapas. A largura de banda estabelecida de 100 kHz a 400 kHz. Em comparação com os instrumentos de banda estreita, a resolução para medida dos pulsos de descargas parciais foi significativamente aperfeiçoada. Geralmente, esses instrumentos analógicos de descargas parciais consistiam em um filtro de passagem de banda e um indicador de nível de pico. Desde que o filtro de passagem de banda extraía pulsos de descargas parciais onde a densidade espectral é constante, o pico da resposta do filtro será proporcional à carga aparente do pulso de corrente de descargas parciais. Figura 1 – Representação de esquema tradicional de medida de DP. A saída do filtro de passagem de banda era correlacionada à fase de tensão de corrente alternada e representada pelo diagrama de amplitude e fase PRPD (phase-resolved partial discharge). O primeiro catálogo para reconhecimento da 52 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s origem de descargas parciais, publicado pelo Cigré em 1969 se aproximava muito desses valores. Desde aquele tempo, houve muito pouco avanço com relação ao conjunto de circuitos de medição, dependendo de conjunto de circuitos analógicos convencionais para o processamento de sinais. Com o uso de equipamentos microprocessados na medida de descargas parciais, utilizando uma nova interface para gerenciar o teste e obter os resultados, foram realizadas tentativas de classificação de descargas parciais. Entretanto, esses sistemas tinham poucos parâmetros nos quais se basear, com resultados limitados. Sistema de medidas digitais de descargas parciais A introdução de sistemas digitais de medida de descargas parciais resultou na melhoria da sensibilidade e da repetibilidade das medidas de descargas parciais, excedendo em muito as capacidades daqueles sistemas mais antigos de medida de descargas parciais. Os modernos sistemas digitais de descargas parciais aplicam processamento síncrono de sinais dessas descargas em múltiplos canais. Isso torna a análise estatística muito mais eficiente. Torna possível e mais eficaz a discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou ruídos, e capacita também o sistema de teste para identificação dos tipos de falhas e sua localização. O moderno e avançado sistema digital de medição de descargas parciais está projetado para efetuar medidas em tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos. A Figura 2 mostra um exemplo de projeto para um sistema de medição de descargas parciais. O projeto desse sistema é modular, constituído de mais de uma unidade de aquisição de dados. Essas unidades podem ser conectadas a um computador, e a conexão de fibra ótica permite grandes distâncias entre a unidade de aquisição e o computador, inclusive entre as outras unidades conectadas ao sistema sob medida. O sinal de descargas parciais é filtrado, amplificado e digitalizado em tempo real. O operador do sistema de teste pode escolher livremente a frequência central de medida de CC a 20 MHz, sendo a largura de banda selecionável de 9 kHz a 3 MHz. Isso permite ao operador aperfeiçoar a relação sinal-ruído, mesmo sob ambientes com alta interferência. A sincronização de sinais alternados, bem como a exibição da forma de onda e leitura da amplitude desse sinal CA, é realizada por um segundo conversor analógico digital, responsável pela digitalização da forma de onda de tensão medida. Toda a aquisição e pré-processamento de dados são efetuados na unidade de aquisição, próximo ao local da medida do sinal. Isso garante um ótimo desempenho em velocidade de medida e qualidade de sinal. Um vetor de quatro parâmetros é identificado para cada pulso individual de descarga parcial: [n; qi; ji; ti], em que n é o número da unidade de aquisição, qi o valor da carga aparente, ji o ângulo de fase em tensão CA, e ti o registro de tempo absoluto. Paralelamente é feita a amostragem do valor instantâneo da tensão em CA. Ao lado de algoritmos matemáticos de análise de descargas parciais utilizados em medidas de descargas parciais em um único canal, podem-se obter enormes vantagens utilizando a medida síncrona de várias posições em associação. Isso pode ser realizado em cabos de alta tensão de alguns quilômetros de comprimento, com medidas de descargas parciais em suas conexões ou em um transformador de potência trifásico com medidas de descargas parciais em cada enrolamento. Em decorrência dos diferentes locais de origem, os pulsos de descargas parciais e as interferências se propagam por diferentes trajetos até serem requisitados pelo sistema de medição de descargas parciais. As formas de onda de pulsos detectados serão consequentemente diferentes, e assim relações de magnitudes e tempos de chegada do sinal serão únicas para cada origem de descargas parciais. As relações entre os diferentes pulsos requisitados por um sistema multicanal possibilitam a separação distinta dos pulsos diferentes de descargas parciais e interferência. Para assegurar a correlação correta de pulsos, o espaço de tempo da detecção síncrona de descargas parciais deve ser tão curto quanto possível, tipicamente inferior a 1 μs ou 2 μs. A Figura 3 apresenta uma vista ilustrativa de um sinal de descargas parciais dentro da unidade do sistema, desde a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos parâmetros do pulso em um sistema de três canais.Figura 2 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais. 53Apo io Figura 3 – Processamento de dados de DP em canais múltiplos com três unidades de aquisição de DP. A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades de processamento de dados em tempo real de até 1,5x106 pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros selecionados dos pulsos de três diferentes unidades de aquisição podem ser correlacionados e exibidos em diferentes diagramas de avaliação: 3PARD, 3PTRD e 3CFRD. Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos de pulsos em agrupamentos. Além disso, cada agrupamento é selecionável para exibir de volta na configuração PRPD, apresentando ao operador uma única origem de descargas parciais para observar. Estes três métodos são descritos a seguir. Avaliação dos resultados de descargas parciais As medidas de descargas parciais são frequentemente realizadas sob ruídos. O sinal de descarga parcial é sobreposto por um ruído, ou mesmo vários ruídos de várias fontes, criando dificuldades para análise dos resultados. Os filtros de frequência convencionais não são capazes de eliminar essas perturbações e os sistemas especialistas automatizados têm dificuldades em analisar no caso de ocorrência de falhas múltiplas, com a superposição dos sinais dessas falhas e de ruídos externos. A separação dos sinais é o primeiro passo realizado pelo sistema apresentado neste trabalho. No futuro, este método se tornará ainda mais importante com o aumento do número de sistemas de monitoramento de descargas parciais instalados na rede elétrica. Diagrama de relação de amplitude em 3 fases (3 – Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD) A aquisição síncrona de dados de descargas parciais para as três fases de um equipamento de alta tensão permite uma comparação da amplitude de cada pulso requisitados. A Figura 4 mostra a ocorrência de uma falta interna na fase L1, com a propagação dos pulsos para cada fase representados em azul. 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 4 – Ocorrência de falha interna em L1 e propagação dos pulsos. Figura 5 – Criação de 3PARD usando sinais de tensão de Descargas Parciais. Figura 6 – Representação de 3PARD com a separação dos sinais individuais. As relações das amplitudes dos pulsos triplos requisitados são constantes para diferentes fontes de descargas parciais e para diferentes fontes de ruído. Isso ocorre devido ao caminho original de propagação de descargas parciais. Para ocorrências internas específicas no equipamento sob teste, os pulsos requisitados apresentam diferenças. Assim, a primeira etapa para a localização de descargas parciais é a separação das fontes. Durante a medição de DP, em tempo real, são criados Diagramas Trifásicos de Relação de Amplitude (do inglês 3 – Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD). A separação de fonte 3PARD foi usada na prática com resultados confiáveis, conforme descrito em várias publicações científicas. Vale ressaltar que a aquisição de dados síncrona de DP é imprescindível para avaliação dos dados com 3PARD. O sistema utilizado neste trabalho possui um método de medição sequencial de três canais múltiplos. A primeira etapa é calcular o logaritmo do valor absoluto de todos os três pulsos das descargas. Na segunda, cada pulso é transformado em um fasor relacionado à sua fase de origem. A Figura 5 mostra o mecanismo de geração do 3PARD e à direita os sinais de tensão de cada fase são observados. Quando os fasores relativos a cada fase medida são transportados para o diagrama, é obtida a localização da fonte de descarga parcial interna pela soma vetorial, conforme mostrado no quadro à esquerda. Um único sinal de descarga parcial é representado por um ponto. Cada agregação de pontos calculados (clusters) representa a única fonte de descarga parcial. Posteriormente, cada grupo pode ser facilmente separado e mostrado sem efeitos de sobreposição, transformado em uma PRPD clássica ou de qualquer outro diagrama de pulso para avaliação em tempo real. O sistema de teste utilizado fornece a ferramenta de criação de cluster, ou seja, áreas determinadas no 3PARD de onde são separados os sinais que, a priori, aparecem sobrepostos. A Figura 6 mostra o 3PARD com a separação dos sinais. Diagrama de relação de tempo em 3 fases (3 – Phase – Time – Relation – Diagram 3 PTRD) Usando o princípio do 3PARD, este método é resultado da avaliação do atraso do pulso triplo de descarga parcial. Similar ao método conhecido pelo teste de descargas parciais, usado para localização de falhas com cabos de alta tensão, cada fonte de pulso tem uma impressão digital característica com diferenças de tempo devido ao atraso de cada pulso. Se a origem das descargas parciais estiver distante do local da detecção, as amplitudes de pulso de uma descarga parcial tendem a se igualar entre as fases e apresentarão um modo comum de propagação. Consequentemente, origens de descargas parciais muito distantes serão exibidas próximas da origem do 3PARD, limitando a capacidade identificar essas origens. Além disso, a propagação distante amortece componentes de alta frequência dos sinais de descargas parciais (efeito passa baixa), o que exige o uso de baixa frequência de medida para manter a sensibilidade necessária. Em baixas frequências de medida, os pulsos de descargas 56 Apo io parciais se propagam em modo lento (propagação pela linha de transmissão). Portanto, a distância de propagação e o tempo de chegada estão diretamente correlacionados, o que pode ser usado para distinguir origens de descargas parciais muito distantes. Assim, o 3PTRD foi desenvolvido para correlacionar tempos de chegada de três sinais de descargas parciais. A Figura 7 mostra a construção lógica do 3PTRD e o diagrama está dividido em seis seções iguais, em que é apresentada cada uma das seis combinações possíveis de pulsos triplos. A Figura 8 apresenta uma visualização de diferentes diferenças de tempo entre os pulsos de PD detectados nas fases L1, L2 e L3. Por exemplo, se a diferença de tempo entre os primeiros dois pulsos for muito pequena, então o ponto resultante seria exibido entre os eixos geométricos onde esses pulsos são detectados (Figura 8, I). Se os dois últimos pulsos ocorrerem quase simultaneamente, o ponto resultante seria exibido sobre o eixo geométrico onde o primeiro pulso é detectado (Figura 8, II). Caso todos os Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 7 – Segmentos de visualização de 3PTRD para seis diferentes ordens de chegada de pulsos. Figura 9 – Exemplo de representação FFT para classificação dos pulsos de descargas parciais com a determinação de três filtros de passagem de banda. Figura 8 – Visualização de diferenças de tempo entre os três pulsos de DP dentro do segmento L1. três pulsos sejam detectados quase ao mesmo tempo, o comprimento do vetor seria zero, o que faz o ponto ser exibido na origem do diagrama (Figura 8, III). Diagrama de relação de frequências em 3 canais (3 – Center – Frequency – Relation – Diagrama – 3 CFRD) O diagrama da relação de frequências correlaciona a medida de descarga parcial realizada em três frequências simultaneamente. A amplitude do sinal é medida em cada frequência. Assim, o sinal de saída de três filtros com frequências centrais e/ou diferentes larguras de banda permite análise do pulso em cada um dos três pontos de medida. Isso se deve ao fato de que, devido à descarga física, diferentes tipos de descargas parciais ou pulsos de ruído têm espectros de energia diferentes. Em contraposição aos métodos 3PARD e 3PTRD, a avaliação pelo 3CFRD não exige necessariamente três unidades independentes de aquisição, pois pode ser usado com uma única unidade de aquisição. Em geral, o primeiro filtro de passagem de banda deve ser sintonizado para uma frequência central baixa, a fim de possibilitar o atendimento às normas técnicas IEC ou IEEE. A segunda e terceira passagens de banda são sintonizadas para frequências mais elevadas, determinadas pelo responsável pelo teste, em que os efeitos da propagação dos pulsos causam diferenças já distinguíveis nas respostas espectrais do sinal de descarga parcial medido. Mediante a escolha correta das frequências para passagem de banda, torna-se possível efetuar medições de descargas parciais em conformidade com as normas técnicas. Ao mesmo tempo se remove praticamente toda a interferência sobreposta. O 3CFRD correlaciona a saída dos três filtros de 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Figura 10 – Resultados de teste de descargas parciais sobrepostas. Figura 11 – Resultados de teste de descargas parciais com a apresentação de 3CFRD com a separação dos sinais individuais nos clusters marcados. Figura 12 – Representação de amplitude e fase (PRPD). passagem de banda de uma maneira semelhante ao 3PARD com a utilização das amplitudes de pulso de três canais de descarga parcial. A Figura 9 mostra um exemplo de representação FFT de pulsos de descarga parcial com a determinação de três filtros de passagem de banda. Um exemplo de medida evidenciando ruído e corona é mostrada na Figura 10. Uma vez determinada as frequências, os resultados de teste de descargas parciais é apresentado em um 3CFRD. No diagrama pode-se realizar a separação dos sinais individuais com a marcação de clusters. A Figura 14 mostra um exemplo com a construção de 3CFRD e a separação de clusters. Para cada cluster os eventos de descargas parciais podem ser separados e recalculados em tampo real, provocando uma limpeza no PRPD (phase-resolved partial discharge). A Figura 12 mostra o resultado para o cluster do diagrama mostrado na Figura 11. Considerações finais Os modernos sistemas digitais de detecção de descargas parciais utilizam um sistema de aquisição síncrono multicanal, em que é possível obter dados a partir de fontes separadas descargas parciais e discriminá-las de outras origens. No teste de descargas parciais, a separação de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise adequada de descargas parciais. Foi mostrado que, com técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD, é possível realizar uma análise adicional e localizar descargas parciais. Referências IEC 60270. High-voltage test techniques – partial discharge measurements. Third edition, 2000. CIGRÉ WG 21.03. Recognition of discharges. Electra Magazine, n. 11. Paris, 1969. KOLTUNOWICZ, W.; PLATH, R.; WINTER, P. Developments in Measurements of Partial Discharge. OMICRON electronics GmbH. Austria, 2009. OMICRON ELECTRONICS. MPD 600 User Manual, Version: MPD600.AE.2. Austria, 2009. PAULINO, M. E. C. Estado da arte da medição com múltiplos canais sincronizados para avaliação de descargas parciais. Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission and Distribution Conf. São Paulo, 2010. * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 52 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s A avaliação da condição de um transformador consiste na realização de um conjunto de testes de diagnósticos para análise do estado de operação deste equipamento e estimar a sua posição atual em relação ao seu ciclo de vida. Há a necessidade de sistematizar a análise com a combinação de diferentes métodos de diagnósticos e mapear os resultados em um modelo de condição que oriente o ciclo de vida do transformador de potência. Este trabalho mostra um exemplo de metodologia para satisfazer esta necessidade. Introdução De acordo com a metodologia de MCC - Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM - Reliability-Centered Maintenance), as instalações são conjuntos de sistemas, concretos ou abstratos, onde se procura um método ou procedimento para definir uma relação de finalidade. Esta relação deve ser estabelecida de acordo com a característica do sistema, da instalação ou equipamento, estabelecendo um objetivo a ser atingido. Assim, Por Marcelo Paulino* Capítulo XI Avaliação da condição de transformadores de potência Determinação da Condição de Transformadores de Potência para Avaliação da Vida Útil devem ser estabelecidos além de critérios de avaliação do transformador, um padrão de registro dos dados para esta avalição, com índices, nomenclaturas e estágios para quantificação. No Gerenciamento do Ciclo de Vida de Transformadores de Potência é definido o processo de Avaliação da Condição (AC) com um de seus principais itens. Na literatura, o termo “Avaliação da Condição” é comum tanto para atividades de monitoramento quanto para procedimentos de diagnóstico. Entretanto, é importante salientar que o principal objetivo da AC é a realização de diagnósticos. Avaliação da Condição é definida neste trabalho como o desempenho de um conjunto de testes de diagnósticos (conforme a necessidade de cada caso) para diagnosticar o estado operacional do transformador e a estimativa da atual posição deste transformador em seu ciclo de vida. Esta definição é parecida com a definição dada pelo grupo de trabalho Cigré WG A2.18, Guia para Técnicas de Gestão de Vida para Transformadores de Potência. Como mostrado neste trabalho do Cigré, a AC deve 53 ser tão objetivamente e consistentemente aplicada quanto possível e “idealmente um sistema de graduação deve ser usado para quantificar e combinar os resultados de vários testes de avaliações de condição”. Na busca de um sistema de graduação para quantificar e combinar os resultados, a literatura apresenta alguns trabalhos de pesquisa com avaliação da condição na forma de um sistema de pontuação (geralmente chamado de Índice de Condição, IC). Entretanto, o tratamento dos dados apresentado nesses trabalhos não considera a integração de todos os pontos importantes (monitoramento online, métodos tradicionais e métodos avançados de diagnósticos) em um procedimento único. A utilização de agentes múltiplos é proposta neste trabalho para a implementação de estratégias de AC de transformadores considerando todos os itens importantes para análise. Define-se os agentes que interagem dentro de uma ferramenta computacional e fazem parte dos sistemas. Sistemas com vários agentes são compostos por múltiplos elementos (6). Dentro das ferramentas computacional, os agentes possuem basicamente duas competências importantes para o desenvolvimento da análise da condição. Essas definições devem ser levadas em consideração ao longo desse trabalho, a saber: • Os agentes são, pelo menos para algumas extensões, capazes de ações autônomas, e; • Os agentes podem ser capazes de interagir com outros agentes. Portanto, pode-se também afirmar que cada técnica de monitoramento e diagnóstico é visto como um agente capaz de prover um julgamento da condição do transformador. Cada um desses agentes é desenvolvido utilizando técnicas de Data Mining, ou seja, a exploração de grandes quantidades de dados à procura de padrões consistentes, como regras de associação ou sequências temporais, para detectar relacionamentos sistemáticos entre variáveis, ou métodos de Inteligência Artificial, assumindo como referência o histórico do equipamento, ou seja, o conhecimento coletado ao longo de anos pelo pessoal técnico. Esses dados são armazenados em bando de dados próprio e assumidos como conhecimento prioritário para as análises. A seguir o trabalho tratará da metodologia usada para AC e apresentará exemplos de análises em transformadores. 54 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Definição de descargas parciais Sendo a condição de degradação de um transformador um processo continuo no tempo, um valor numérico pode ser obtido em cada estágio representado por um Índice de Condição (IC) do transformador em cada intervalo de tempo. Essa condição ao longo do tempo pode ser dividida em cinco estágios, conforme sugerido por Cigré WG A2.18, sendo a condição em cada estágio também dividida em diferentes estados. A Figura 1 mostra a hierarquia do IC. Uma análise detalhada de modelos de falha e suas causas, sintomas e consequências é realizada utilizando FMEA (Análise do Modo e Efeito da Falha). Os resultados são usados para a definição de uma matriz de detecção e diagnóstico de falhas (DDF) mostrado na Tabela 2. A descrição das abreviações usadas na matriz para os métodos de diagnósticos é apresentada na Tabela 1. Para cada modo de falha, o método de diagnóstico que está disponível para diagnosticar este modo de falha é indicado. A eficácia desse método de diagnóstico é quantificada e representada por um Fator Segurança (FS). O fator de segurança igual a 0,9, ou seja FS = 0,9, indica métodos altamente eficazes; FS=0,6 indica métodos com eficácia mediana; e FS=0,4 indica métodos de baixa eficácia. Baseado no conhecimento sobre o impacto de cada modo de falha na condição do transformador, um estágio específico desta determinada condição é associado pelo do vetor de estágio Na Figura 2 é associado um IC a cada avaliação de cada estado. De acordo com esses valores, um transformador com IC igual a 10 é considerado novo e um transformador com IC igual a 1 ou zero é considerado falhado. A determinação de um IC definido segundo o descrito é uma atividade complexa e desafiadora devido à diversidade de tipos de defeitos e falhas que podem ocorrer em um transformador e devido às dificuldades em combinar a interpretação de resultados obtidos de diferentes métodos de detecção de falhas e diagnóstico. Neste trabalho, um método sistemático de obtenção de índices de condição é proposto. Um diagrama de blocos ilustrando o processo é mostrado na Figura 3. Índice de Condição Estágio 1 Estado 1 Estágio 2 Estado 2 Estágio n Estado n Figura 1 – Hierarquia do IC com estágios e estados. Figura 2 – Processo da condição de degradação do transformador com estágios discretos de degradação. Figura 3 – Diagrama de Bloco da metodologia para obtenção do IC. Novo Estado 1 IC=10 Estado 1 IC=9 Estado 2 IC=8 Estado 3 IC=7 Estado 1 IC=6 Estado 2 IC=5 Estado 3 IC=4 Estado 1 IC=3 Estado 1 IC=1 Estado 2 IC=2 Estado 2 IC=2 Normal Anormal Defeituoso Falhado Matriz de detecção e diagnóstico de falhas (DDF) Matriz de Escolha de Estágio (SGVM) Vetor de Estágio (S) Matriz de Escolha de Estado (STVM) Consenso de Estágio (SGC) Consenso de Estado (STC) IC Tabela 1 – MéTodos de deTecção e diagnósTico Abreviação DGA PCA COND COSU MORS MPED MPIS MPKF FUR DPO RATI EXCU MABA SWR DF DFTU INRE POI CGRO LRE IRI FRSL FRA DWR FRDF FRC FRCL FRLR FDS PD Descrição Análise dos Gases Dissolvidos no óleo Análise físico-química do óleo Condutividade do Óleo Análise do Enxofre Corrosivo Saturação relativa da umidade no óleo Umidade no papel com diagramas de equilíbrio Umidade no papel (sorption isotherms) Umidade no papel via titulação KF Análise de Furan Grau de Polimerização Relação Corrente de excitação Teste do balanço magnético Resistência estática do enrolamento Fator de Dissipação em frequência nominal Fator de Dissipação Tip-up test Resistência de isolamento Índice de polarização Aterramento do núcleo Reatância de dispersão Inspeção com infravermelho Frequency response of stray losses (15 Hz-400 Hz) Análise de resposta em frequência Resistência dinâmica do enrolamento (ripple, slope) Resp. frequência do fator de dissipação (15-400 Hz) Resp. frequência de capacitância (15-400 Hz) Resp. frequência de perdas núcleo (15-400 Hz) Resp. frequência da reatância dispersão (15-400Hz) Espectroscopia no domínio da frequência Descargas Parciais Te st es Q uí m ic os Te st es E lé tr ic os Te st es A va nç ad os 56 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Tabela 2 – MaTriz de deTecção e diagnósTico Modos de Falha Curto circuito entre enrolamentos Curto circuito entre espiras Curto circuito para terra Flutuação de potencial Curto circuito das laminações do núcleo Múltiplos aterramentos do núcleo Núcleo desaterrado Falha de circuito aberto Falha de resistência de contato Inclinação do condutor Flexão do condutor Instabilidade axial Buckling Movimento de massa Estrutura de fixação solta Deformação do condutor Degradação por umidade no óleo Degradação por umidade no papel Degradação por temperatura Degradação devido ao envelhecimento do óleo Degradação devido ao envelhecimento do papel El ét ri ca Té rm ic a M ec ân ic a D eg ra da çã o Testes Químicos D G A SW R C O N D RA TI FR D F M PE D IN RE FR C M PK F D F FD S PC A PO L PDFU R FR SL D PO FR A Testes Elétricos Testes Avançados Estágio de acordo do modelo de condição Alta Eficácia (FS=0,9) Média Eficácia (FS=0,6) Baixa Eficácia (FS=0,4) (S). Isto é realizado para cada modo de falha. Por exemplo, para o modo de falha “degradação devido a água no papel”, o vetor de estágio (S) pode apresentar como resultado cada um dos estágios: novo, normal, anormal, defeituoso ou falhado, dependendo da concentração de água do transformador. Outros tipos de falha que não estão relacionadas ao processo de degradação por umidade, como deformações mecânicas, falhas elétricas e térmicas, também receberam um estado do estágio. Para a determinação do vetor de estágio são utilizados os métodos apontados na Tabela 1, sendo que cada um deles possui suas características próprias para análise da condição do transformador. Além das recomendações dadas pelas normas ou estabelecidas pelos bancos de dados de diagnósticos de transformadores, o critério de interpretação pode ser considerado como um agente com inteligência própria para gerar uma interpretação de resultados, isto é, ao invés de uma avaliação determinística, com valores e intervalos de tolerância pré-determinados, a avaliação é realizada pelo usuário que chamaremos de Avaliação do Especialista Humano (AEH), ou realizada através do uso de um Algoritmo com Inteligência Artificial (AIA). A seguir são apresentados os critérios de interpretação de alguns métodos de teste. As tabelas 4 e 5 a seguir mostram o critério de interpretação. A Tabela 4 e 5 a seguir mostra o critério de interpretação para os resultados do teste de fator de dissipação e capacitância em transformadores a óleo. Para Tabela 4 (medidas de fator de dissipação ou fator de potência) Tabela 3 – criTérios de inTerpreTação – criTérios gerais Método de Diagnóstico Relação Teste de balanço magnético Corrente de excitação Fator de dissipação Reatância de dispersão Resistência de enrolamento FRSL FRA Critério Desvio dos dados de placa ≤±0.5% (7) Para injeção na fase central (B) a tensão induzida nas outras fases deve estar entre 40-60% da tensão aplicada Para injeção nas outras fases (A ou C), a tensão na fase B deve estar entre 85-90% da tensão aplicada. Desvios entre outras fases ≤±10% para enrolamentos YN (7) Novo 1% Defeituoso (7) Desvios devem ser ≤±3% (7) Desvios devem ser ≤±5% (7) ΔR: menor que 15% entre as fases (8) Avaliação de Especialista Humano/AIAFRA* *AIAFRA é uma ferramenta de software baseada em técnicas de Inteligência Artificial para FRA 57Apo io pode-se observar três critérios bem definidos de análise, sendo: • Medida em 60 Hz: análise referenciada de acordo com a norma IEEE 62:1995, observando a diferença do valor medida com relação ao valor do fator de potência medido na frequência de 60 Hz. • Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizada de acordo com a assinatura obtida com os valores de fator de potência medidos em várias frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz. • Variação FPref: análise realizada com a comparação do fator de potência/fator de dissipação medido em 60 Hz com o valor de referência ou valor de histórico do transformador em teste. Da mesma forma, a Tabela 5 trata das medidas de capacitância, onde se pode observar dois critérios bem definidos de análise, sendo: • Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizará de acordo com a assinatura obtida com os valores de capacitância medidos em várias frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz. • Variação CAPref: análise realizada com a comparação da capacitância medida em 60 Hz com capacitância de referência do transformador em teste. Neste trabalho, o critério de interpretação individual Tabela 4 – criTérios de inTerpreTação – FaTor de dissipação / FaTor de poTência Medida em 60 Hz FPmed < 0,5 % FPmed < 0,5 % 0,5 % < FPmed < 1 % 0,5 % < FPmed < 1 % 1 % < FPmed < 1,2 % 1 % < FPmed < 1,2 % 1% < FPmed < 1,5 % 1% < FPmed < 1,5 % FPmed > 1,5 % FPmed > 1,5 % Variação FPref FPmed < 1,1 x FPref FPmed < 1,1 x FPref FPmed < 2 x FPref FPmed < 2 x FPref FPmed < 2,3 x FPref FPmed < 2,3 x FPref FPmed < 2,6 x FPref FPmed < 2,6 x FPref FPmed > 3 x FPref FPmed > 3 x FPref Medidas entre 15 e 400 Hz AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA AEH/AIA Fator de Dissipação / Fator de Potência Estágio / Estado Estágio 1: Novo Estado 1 Estágio 2: Normal Estado 1 Estágio 3: Anormal Estado 1 Estágio 4: Defeituoso Estado 1 Estágio 5: Falhado Estado 1 Onde: FPmed é o resultado do ensaio e FPref é o valor de placa ou de comissionamento. 58 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s da concentração de TDCG presente na norma IEEE C57.104 (9) foi adaptado ao modelo de degradação para o estabelecimento do critério de interpretação do agente DGA. A Tabela 6 mostra o critério de interpretação dos resultados do agente DGA (análise cromatográfica) por meio do método do triângulo de Duval (10). Segundo a metodologia apresentada, pode-se resumir que a designação dos agentes é realizada com a utilização de métodos de detecção e diagnóstico que avaliarão, cada qual dentre de sua competência, o transformador. Desta forma é determinado o estágio por meio do modo de falha e assim determinado o índice de condição. A Figura 4 Tabela 5 – criTérios de inTerpreTação – capaciTância Medida entre 15 - 400 Hz ΔC(f) < 0,5 % ΔC(f) < 0,5 % 0,5 % < ΔC(f) < 1 % 0,5 % < ΔC(f) < 1 % 1 % < ΔC(f) < 1,2 % 1 % < ΔC(f) < 1,2 % 1,2 % < ΔC(f) < 1,5 % 1,2 % < ΔC(f) < 1,5 % ΔC(f) > 1,5 % ΔC(f) > 1,5 % Variação CAPref ΔC < 5% ΔC < 5% 5% < ΔC < 10% 5% < ΔC < 10% 10% < ΔC < 15% 10% < ΔC < 15% 15% < ΔC < 20% 15% < ΔC < 20% ΔC > 20% ΔC > 20% Capacitância Estágio / Estado Estágio 1: Novo Estado 1 Estágio 2: Normal Estado 1 Estágio 3: Anormal Estado 1 Estágio 4: Defeituoso Estado 1 Estágio 5: Falhado Estado 1 Onde: ΔC(f) é a variação entre as capacitâncias medidas no intervalo de 15 a 400 Hz; ΔC é a variação entre CAPref (valor de referência) e CAPmed (valor medido) mostra uma representação do descrito. Considerando que diferentes testes de diagnósticos oferecem resultados contraditórios, um consenso originado por uma votação é introduzido para resolver os conflitos entre agentes e determinar o estágio do estado do transformador, utilizando um modelo de condição da degradação. Considerações finais Este trabalho apresenta uma proposta que preenche de maneira ideal os requisitos do Cigré WG A2.18 para a implementação de sistemas de avaliação de condição. Pela aplicação desta metodologia, uma avaliação sistemática e objetiva é possível através de um sistema de pontuação Tabela 6 – criTério de inTerpreTação usado para agenTe dga Concentrações Individuais (ppm) H2 ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 CH4 ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 C2H2 ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 C2H4 ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 C2H6 ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 CO ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 TDCG ≤30 31-100 31-50 51-70 71-100 101-700 101-300 301-500 501-700 701-1800 701-1250 1251- 1800 >1800 Estágio / Estado Estágio 1: Novo Estado 1 Estágio 2: Normal Estado 1 Estado 2 Estado 3 Estágio 3: Anormal Estado 1 Estado 2 Estado 3 Estágio 4: Defeituoso Estado 1 Estado 2 Estágio 5: Falhado Figura 4 – Arquitetura para determinação dos modos de falha com vários agentes. 59 no qual cada estratégia de manutenção, como Manutenção Baseada na Condição (MBC) e Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) podem ser implementadas. O uso do conhecimento disponível de diagnósticos em campo de transformadores (como a interpretação criteriosa publicada por normas institucionais), junto com a experiência obtida ao longo dos anos pelos fabricantes (como um banco de dados de testes de diagnósticos), é a base para o estabelecimento de conhecimento confiável para o desenvolvimento de um agente de diagnostico robusto baseado em técnicas de Inteligência Artificial e Data Mining. Desta maneira, as atividades desafiadoras e complexas de interpretação e avaliação dos testes de diagnósticos podem alcançar um nível considerável de automação. Referências M. E. C. Paulino, J. L. Velasquez, H. DoCarmo, Avaliação da Condição como Ferramenta de Gestão do Ciclo de Vida de Transformador de Potência, XXI SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, Brasil, 2011. CIGRÉ Working Group A2.18, Guide for Life Management Techniques for Power Transformers (2003). D. Morais, J. Rolim, and Z. Vale, DITRANS – A Multi-agent System for Integrated Diagnosis of Power Transformers,.IEEE Powertech (POWERTECH 2008) Vol. 5. Lausanne, Switzerland, pp. 1-6, 2008. Hydro Plant Risk Assessment Guide, Appendix E5: Transformer Condition Assessment, 2006, http://www.docstoc.com/ docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-Assessment-Guide-Appendix-E6- Turbine-Condition. N. Dominelli, A. Rao, P. Kundur, Life Extension and Condition Assessment, IEEE Power Energy M 25, pp. 25-35, 2006. An introduction to multiagent systems, ISBN 978-0-470-51946-2 © 2009, M .Wooldridge. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus- Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors, IEEE Std 62-1995 P. Pichler, C. Rajotte, Comparison of FRA and FRSL measurements for the detection of transformer winding displacement, CIGRE SCA2 Colloquium, June 2003, Merida. IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers, IEEE Std C57.104-1991. IEC Publication 60599, Mineral oil-impregnated electrical equipment in service—Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis, March 1999. * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. Continua na próxima edição Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail [email protected] 38 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Diante das necessidades do sistema elétrico, as atividades de manutenção tendem a migrar da manutenção preventiva para a manutenção preditiva, e da manutenção baseada no tempo para a manutenção baseada no estado atual do equipamento. Neste contexto, as técnicas de monitoramento on-line têm sido adotadas como a principal ferramenta para obter informações do sistema ou equipamento a ser mantido, sem colocar em risco a operação segura e a confiabilidade dos transformadores, permitindo o conhecimento de sua condição durante sua operação, além de poder diagnosticar eventuais não conformidades. Introdução Os prejuízos decorrentes de qualquer tipo de interrupção de energia implicam na necessidade de implantação de processos capazes de avaliar de forma eficaz a instalação e seus equipamentos. Esses programas devem utilizar novas técnicas e ferramentas capazes de detectar uma possível falha o quanto antes. Os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob condições adversas e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis a função de geração de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a Por Marcelo Paulino* Capítulo XII Uso de monitoramento on-line de transformadores para avaliação da condição do ativo checagem regular das condições de operação desses equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de procedimentos e ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. O trabalho realizado pelo GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve: “Este contexto tem levado a uma mudança nas filosofias de manutenção, acelerando a migração da manutenção preventiva para a preditiva, da manutenção baseada no tempo para a baseada no real estado do equipamento. Alguns dos primeiros equipamentos em que se opera essa mudança são os transformadores de potência, visto que, além de essenciais para as redes de transmissão e distribuição, são em geral os maiores ativos de uma subestação. Com isso, os sistemas de monitoração on-line têm sido adotados como uma das principais ferramentas para possibilitar essa mudança sem colocar em risco a segurança e confiabilidade da operação dos transformadores, permitindo conhecer sua condição e diagnosticando ou prognosticando eventuais problemas.” 39Apo io Este texto descreve as principais características de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. Estrutura básica de um sistema de monitoramento Diversas estruturas e projetos têm sido projetados para o monitoramento on-line contínuo de transformadores. O trabalho do GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve uma topologia básica do sistema de monitoramento em que se podem observar as principais partes constituinte deste sistema. A Figura 1 mostra o descrito. A seguir descrevemos as principais partes: • Medida das variáveis – uma vez determinadas as variáveis que responderam pela descrição da condição do transformador, o sistema de monitoramento medirá essas variáveis a partir de sensores, medidores ou transdutores, aplicados em cada variável, de acordo com sua especificidade. Esses elementos de medida, instalados no transformador, disponibilizam a informação medida para ser transmitida. • Transmissão de dados – de acordo com a recepção dos dados enviados pelos medidores é realizado o envio desses dados para unidades de armazenamento. Esses dados ficarão à disposição dos usuários para a tomada de decisão. Várias tecnologias podem ser utilizadas na transmissão de dados, inclusive os protocolos de comunicação. A transmissão dos dados pode ser realizada por sistema dedicado, pelo sistema de supervisão da subestação ou por um sistema híbrido incluindo os dois. • Armazenamento e processamento de dados – uma vez transmitidos os dados aquisitados no transformador, uma unidade será responsável por armazenar esses dados. Essa unidade poderá conter rotinas lógicas para processar esses dados, transformando-os em informações úteis para a tomada de decisão nas atividades de manutenção, envolvendo a gestão do ativo. Diagnósticos e prognósticos poderão estar disponíveis indicando a condição geral do equipamento ou a condição de subsistemas específicos. • Disponibilidade das informações – As informações processadas estarão à disposição de diversos setores simultaneamente. Deverá ser previsto um sistema de dados que mantenha a integridade das informações e a segurança de acesso. 40 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Subsistemas e partes componentes monitorados Os transformadores são submetidos às mais diversas solicitações durante sua vida útil. O tempo de interrupção do fornecimento de energia quando ocorrem problemas é resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos são de suma importância, pois permite evitar a evolução de problemas indesejáveis com prejuízos financeiros elevados. As principais avarias dizem respeito a deficiências dos enrolamentos, sejam por má compactação das bobinas, sejam por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curto-circuito. São significativas, também, as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise podem comprometer a operação do transformador. A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade que não causem danos ao sistema elétrico, através de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a manutenção e proteção do mesmo, e também na qualidade dos seus componentes. A determinação de onde atuar no transformador implica na determinação dos pontos críticos e suscetíveis a falhas. A elaboração da estatística de defeitos contribui para determinar a causa da indisponibilidade do transformador e, portanto, determinar os pontos de atuação, forçada ou programada, no transformador. A seguir são mostradas estatísticas das causas para saída de serviço de transformadores de potência publicado na revista Electra 261, abril de 2012. Figura 1 – Representação de uma típica topologia de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. (Fonte: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil). Figura 2 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores de subestações (>100kV). Figura 3 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores elevadores (>100kV). Figura 4 – Componente afetado pelas falhas em transformadores. Conforme já descrito no capítulo 3 deste fascículo, “Anormalidades em transformadores”, pode-se notar que a ocorrência de falhas dependerá de cada unidade, seu regime de operação e as características do ativo. A Figura 4 mostra, como exemplo, a análise do item mais suscetível a falhas. Nela pode-se notar, para este caso, que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%). 41Apo io Essas estatísticas determinam o que deve ser monitorado no transformador. Uma vez com os dados do monitoramento, é realizado o diagnóstico para a definição da estratégia de manutenção a ser adotada e as ações futuras. Caberá à equipe técnica responsável a análise das informações resultantes do monitoramento e definir a estratégia para a gestão do ativo. Determinação das grandezas a serem monitoradas Assim que determinada a estatística de defeitos, a aquisição de dados para o diagnóstico é realizada através da medida das grandezas associadas aos subsistemas apontados como deficientes e responsáveis pela indisponibilidade de parte ou o todo do ativo monitorado. Como exemplo da abordagem aos subsistemas do transformador e as grandezas a serem monitoradas, apresentamos os dados descritos no trabalho do GT A2.05 do CIGRE Brasil. Na tabela 1 são mostradas as partes componentes (subsistemas) do transformador e funções a serem monitoradas. Na tabela 2 são mostradas as grandezas a serem monitoradas. Subsistemas Buchas Parte Ativa Comutador Sob Carga Tanque de Óleo Sistema de preservação do óleo Sistema de resfriamento Tabela 1 – ParTes comPonenTes (subsisTemas) do Transformador e funções a serem moniToradas (ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil) Funções de monitoramento Estado da isolação das buchas Envelhecimento da isolação Umidade na isolação sólida Gás no óleo Previsão de temperaturas Previsibilidade Dinâmica de Carregamento Simulções de carregamento Supervisão térmica Desgaste do contato Assinatura do mecanismo Umidade no óleo Previsão de manutenção do comutador Umidade no óleo Integridade do sistema de preservação de óleo Eficiência do sistema de resfriamento Previsão de manutenção do sistema de resfriamento 42 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s Subsistemas Buchas Parte Ativa Tanque de Óleo Comutador Sob Carga Sistema de resfriamento Outros IED`s Monitor de temperatura Monitor de gás no óleo Monitor de umidade do transformador Relé de menbrana Transdutor de tensão e corrente Transdutor de temperatura Tabela 2 – exemPlos de Grandezas a serem moniToradas (ref.: GT a2.05, Guia de manuTenção Para Transformadores de PoTência, ciGré brasil) Tabela 3 – ieds associados ao sisTema de moniToramenTo on-line de Transformador (ref.: m. alves, “exPeriência de camPo com a moniToração on-line de dois Transformadores 150 mva 230 kv com comuTadores sob carGa” no ciGré sc a3, 2007) Grandezas monitoradas Capacitância ou Desvio relativo de capacitância Tangente Delta Temperatura do óleo Temperatura dos enrolametos Corrente nos enrolametos Gás no óleo Teor de água no óleo (ppm) Saturação relativa de água no óleo % Saturação relativa à temp. ambiente e de referência Ruptura da bolsa/menbrana do tanque de expansão Temperatura do comutador Corrente de carga Tensão de linha Posição de tap Toque do acionamento Teor de água no óleo (ppm) Saturação relativa de água no óleo % Saturação relativa à temp. ambiente e de referência Corrente de ventiladores ou bombas Vibração de bombas Temperatura ambiente Dados Aquisitados - Temperatura do óleo - Temperaturas do ponto mais quente do enrolamentos - Correntes de carga - Alarmes e desligamentos por temperaturas altas - Hidrogênio dissolvido no óleo do transformador - Alarmes por gás alto/muito alto - Saturação relativa (%) de água no óleo do transformador - Teor de água no óleo do comutador sob carga (ppm) - Ruptura de menbraba/bolsa do tanque conservador - Tensões do motor do comutador - Correntes do motor do comutador - Potências ativa/reativa/aparente do motor do comutador - Temperaturas do óleo do comutador sob carga - Temperatura ambiente Arquiteturas do sistema de monitoramento Um projeto de implementação de um sistema de monitoramento de transformadores tem na arquitetura escolhida a base para determinar a aplicação em transformadores de qualquer tamanho ou potência. Com as mesmas características dos sistemas de automação, tem-se basicamente duas arquiteturas básicas: • Arquitetura centralizada – Neste caso é utilizado um dispositivo que concentrará as informações monitoradas. Esse dispositivo recebe as informações medidas no sensores e transdutores instalados no transformador. É responsável por, além de receber esses dados, digitaliza-los e retransmitir para a unidade de Armazenamento e Processamento de Dados. Ele pode estar localizado próximo ao transformador ou alocado na sala de relés de proteção ou na sala de controle da subestação. • Arquitetura descentralizada – Utiliza sensores eletrônicos inteligentes, geralmente dedicado ao monitoramento de uma função ou um grupo de funções correlatas. Fica localizado junto ao subsistema monitorado, na estrutura do transformador e possui capacidade de processamento das informações e transmissão direta para a unidade de armazenamento e processamento de dados. Utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes As características dos Sistemas de Automação de Subestação (SAS), no qual os sistemas de monitoramento de equipamentos primários estão inclusos, têm evoluído sensivelmente com a utilização de dispositivos de proteção microprocessados. Esses dispositivos têm apresentado um caráter multifuncional relacionando, além das funções de proteção, muitas funções adicionais, tais como medida, registro de eventos, controle, monitoração de qualidade de energia. Caracteriza-se uma evolução do relé de proteção, agora denominado Dispositivo Eletrônico Inteligente (IED - Intelligent Electronic Devices). Uma das características desses IEDs é permitir a execução de funções de proteção e controle distribuídas sobre redes de comunicação. 43 IED`s Dados Aquisitados - Contatos de alarme (relé buchholz, válvulas de alívio, níveis de óleo, etc.) - Estado dos grupos de ventilação forçada - Comutador sob carga em operação - Tempo de operação do comutador sob carga - Capacitância das buchas - Tangente delta das buchas - Tensões de fase - Correntes de fase - Potências ativa/reativa/aparente - Posição de tap do comutador - Seleções local/remoto, mestre/comando/ individual e manual/automático Módulos de aquisição de dados Monitor de buchas Relés regulador de tensão Supervisor de paralelismo Esses IEDs têm sido utilizado na composição de sistemas de monitoramento descentralizados, promovendo a modularidade do sistema, permitindo que se escolham livremente quais as variáveis a monitorar, além de facilitar futuras expansões simplesmente agregando novos IEDs. A Tabela 3 mostra um exemplo de IEDs associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador, publicado por Alves no trabalho “Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, em 2007. Sistemas dedicados a monitoramento on-line de transformadores A utilização de sistema completo para avaliação de buchas e transformadores pode fornecer soluções adequadas para a empresa que planeja o monitoramento contínuo do estado do transformador. Esse sistema permite a detecção de anormalidades, possibilitando o planejamento de uma ação corretiva em tempo adequado. O sistema também pode ser modificado e ampliado para atender às suas necessidades específicas. Além disso, por se tratar de um sistema único, existe uma melhor garantia de segurança e confiabilidade no trabalho conjunto dos diversos dispositivos que compõe o sistema. Como exemplo são expostos os dados de um sistema de monitoramento on-line de transformadores, o Montrano, da Omicron. Este sistema completo permite: • Avaliação contínua do estado do isolamento do transformador; • Determinação do valor de C, monitoramento DF / PF com precisão de laboratório em campo; • Avançada supressão de ruído para a detecção de fonte confiável de descargas parciais; • Gravação de transitórios de alta tensão em buchas; 44 Apo io Ma nu te nç ão d e tr an sf or ma do re s • Interface Web para acesso de dados e visão geral do estado do sistema; • Os dados de tendência para gestão do ativo monitorado. Alguns componentes do sistema de monitoramento completo: • Adaptadores de tap para buchas de alta tensão - Sincroniza a captura de sinal para medida de capacitância, fator de dissipação, transitórios de alta tensão e descargas parciais nas buchas do transformador; • Sensor UHF - Sensor altamente sensível a medida de descargas parciais em UHF dentro do transformador; • Unidade de aquisição de dados/transformador - Aquisição simultânea de dados dos adaptadores do tape da bucha e sensor de UHF no tanque do transformador com avançado processamento de sinal; • Unidade de aquisição de dados/referência - Fornece sinal de referência para medida de capacitância e medida de fator de dissipação com até três transformadores de tensão ou três buchas de referência transformador; • Comunicação de fibra óptica - Conecta-se a cada unidade de aquisição com o computador central, com a transmissão de dados sem interrupção através de longas distâncias; • Computador central e software de monitoramento - Armazena e executa rotinas de tendências inteligentes pós-processamento e visualiza dados para fornecer informações úteis sobre bucha e estatuto condição de isolamento do transformador. Protocolos de comunicação A transmissão de dados entre os sensores e os medidores desses dados no transformador monitorado até a unidade de armazenamento e processamento é realizada através de uma rede de comunicação. A substituição da rede ponto a ponto, através de cabeamento rígido, por uma rede LAN implica no uso de protocolos de comunicação. Ultimamente muitos protocolos são usados em subestações, sendo alguns concebidos para aplicações específicas. Outros são estruturados utilizando-se normas internacionais, mas também são ajustados às necessidades de instalações locais. Recomenda-se a utilização de protocolos de comunicação não proprietários, tais como Modbus, DNP3, para facilitar a integração dos componentes do sistema de monitoramento, incluindo o supervisório da subestação. Os dispositivos mais recentes utilizados na comunicação nas instalações da subestação empregam a norma IEC 61850. Esta define caminhos para o intercâmbio de dados entre os diferentes dispositivos que pode ser usado de diferentes formas no controle distribuído e aplicações de proteção, controle e monitoramento. Esses caminhos introduzem um novo conceito que requer uma abordagem e tecnologia diferente para serem aplicados aos componentes individuais do sistema de monitoramento. Considerações finais Sobre o monitoramento on-line de transformadores: • Existe a possibilidade de instalação de sistemas de monitoramento completos, com diversas medidas e aquisições de dados, além de várias funcionalidades relacionadas a rotinas de cálculo e simulações da condição do ativo; • Pode-se customizar o sistema de monitoramento on-line para selecionar apenas as variáveis de interesse para cada caso; • A enorme capacidade de comunicação disponível e a grande número de dados aquisitados podem gerar sobrecarga de informações. As equipes técnicas devem avaliar de forma criteriosa a necessidade da utilização dos dados disponíveis no monitoramento; • É desejável que o sistema seja expansível, permitindo a integração de novos dispositivos e novas funcionalidades; • A tecnologia e os protocolos de comunicação devem promover a interoperabilidade entre dispositivos de diversos fabricantes; • Cada empresa deve decidir qual a abrangência e a melhor arquitetura a ser aplicado ao seu sistema de monitoramento de transformadores. Referências • ALMEIDA, A. T. L. e PAULINO M. E. C. Manutenção de Transformadores de Potência, Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. • Cigré WG A2.37, “Transformer Reliability Survey: Interim Report”, Electra, CIGRÉ, Ref. No. 261, 2012. • Cigré WG A2.27: Technical Brochure 343, "Recommendations for condition monitoring and condition facilities for transformers" • IEEE Draft Guide PC57.143/20, "Guide for the Application for Monitoring Liquid Immersed Transformers and Components" • Alves, M. E. G., Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga, CIGRE SC A3, Rio de Janeiro, 2007. • MONTRANO, OMICRON, em http://bit.ly/1ATTLyE ou http://www.omicron.at * Marcelo eduardo de carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela escola Federal de engenharia de itajubá (eFei). atualmente, é gerente técnico da adimarco |[email protected]. FIM Acesse este e outros capítulos do fascículo “Manutenção de transformadores”, em formato PDF, no site www.osetoreletrico.com.br. Dúvidas e outros comentários podem ser encaminhados para [email protected] ed-96_Fasciculo_Cap-I-Manutencao-de-transformadores ed-97_Fasciculo_Cap-II-Manutencao-de-transformadores ed-98_Fasciculo_Cap-III-Manutencao-de-transformadores ed-99_Fasciculo_Cap-IV-Manutencao-de-transformadores ed-100_Fasciculo_Cap-V-Manutencao-de-transformadores ed-101_Fasciculo_Cap-VI-Fasciculo_Manutencao de transformadores ed-102_Fasciculo_Cap-VII-Manutencao-de-transformadores ed-103_Fasciculo_Cap-VIII-Manutencao-de-transformadores ed-104_Fasciculo_Cap-IX-Manutencao-de-transformadores ed-105_Fasciculo_Cap-X-Manutencao-de-transformadores ed-106_Fasciculo_Cap-XI-Manutencao-de-transformadores ed-107_Fasciculo_Cap-XII-Manutencao-de-transformadores