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DOI 10.14684/WCSEIT.1.2013.43-47 © 2013 COPEC November 17 - 20, 2013, Porto, PORTUGAL
I World Congress on Systems Engineering and Information Technology 43
TÉCNICAS PREDITIVAS DE MANUTENÇÃO EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA – UM ESTUDO DE CASO
André Pereira Marques1, Cacilda de Jesus Ribeiro2, Cláudio Henrique Bezerra Azevedo3, José Augusto Lopes dos Santos4, Leonardo da Cunha Brito5
1 André Pereira Marques, CELG Distribuição (CELG D) – Goiânia, Goiás, Brasil, [email protected] 2 Cacilda de Jesus Ribeiro, Universidade Federal de Goiás (UFG), Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação (EMC) – Goiânia, Goiás, Brasil, [email protected] 3 Cláudio Henrique Bezerra Azevedo, CELG Distribuição (CELG D) – Goiânia, Goiás, Brasil, [email protected] 3 José Augusto Lopes dos Santos, CELG Distribuição (CELG D) – Goiânia, Goiás, Brasil, [email protected] 4 Leonardo da Cunha Brito, Universidade Federal de Goiás (UFG), Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação (EMC) – Goiânia, Goiás, Brasil, [email protected]
Abstract Predictive techniques for power transformers are based on setting up diagnoses and analyzing trends obtained from test results and observations of events that arise when this equipment is in operation. Thus, this article aims to address the existing techniques in the area of preventive maintenance and the aspects related to scheduled and unscheduled technical shutdowns of transformers, whether in urgent or emergency situations (electrical failures). These analyses resulted in a case study that monitors and detects partial discharges performed simultaneously in two three-phase power transformers of 33.3 MVA and voltages of 138 kV/13,8 kV, while in service. Accordingly, predictive techniques such as dissolved gas-in-oil analysis (chromatography), physico-chemical analysis, thermal imaging and detection of partial discharges by the acoustic emission method are emphasized as key tools for an effective maintenance strategy of electric power systems and equipment. Index Terms maintenance, power transformers, predictive techniques.
INTRODUÇÃO
Diversas aplicações de tecnologias inovadoras e confiáveis para um mundo sustentável dependem da continuidade e da qualidade no fornecimento de energia elétrica, as quais estão intimamente vinculadas à confiabilidade dos transformadores de potência. Os desligamentos, por falhas ou defeitos, destes equipamentos, que são de alto custo, de grande porte (dimensões e pesos) e estratégicos, provocam interrupções e transtornos prejudiciais ao sistema elétrico de potência [1].
Nesse sentido, este artigo aborda algumas técnicas preditivas aplicadas na área de manutenção preventiva de transformadores de potência, e também aspectos referentes às paradas técnicas destes, programadas e não programadas.
Há algumas décadas, as manutenções preventivas realizadas em transformadores de potência eram periódicas, sempre com longos desligamentos que, apesar de
programados, causavam grandes desconfortos aos consumidores. Tais desligamentos tinham por objetivo, dentre outros, a realização de ensaios necessários à avaliação do estado dos transformadores, enfocando o seu sistema isolante e os seus acessórios, sempre com o intuito de se evitar ou prever falhas elétricas.
Com o passar dos anos, os consumidores têm clamado cada vez mais por qualidade e confiabilidade no fornecimento energia elétrica. Com isso, o agente regulador do setor elétrico brasileiro, tem exigido das concessionárias melhorias nos índices que medem a continuidade e qualidade no fornecimento de energia.
Assim, para atender a essa exigência, as empresas do setor elétrico tem sido compelidas a investir em engenharia de manutenção e em técnicas preditivas.
Neste contexto, dentre as contribuições deste trabalho, destaca-se um estudo de caso, com análise de resultados, decorrente da aplicação de importantes técnicas preditivas. Trata-se do monitoramento por meio do ensaio de detecção de descargas parciais, realizado simultaneamente em dois transformadores de potência trifásicos de 33,3 MVA e tensões de 138 kV/13,8 kV, em serviço, conjugado com outras técnicas.
MANUTENÇÃO: TÉCNICAS PREDITIVAS
A manutenção baseia-se no conjunto de medidas e de ações técnicas que objetivam a preservação e o bom desempenho de equipamentos e de suas instalações [1].
As concessionárias de energia elétrica praticam manutenções preventivas em transformadores de potência baseadas em critérios de engenharia de manutenção e por meio da utilização de técnicas preditivas, as quais possibilitam realizar diagnóstico e análise de tendências a partir de resultados de ensaios e da análise dos fenômenos que possam vir a ocorrer durante a operação de um equipamento. Para isso, é necessária a utilização de instrumentos de medições com bons níveis de precisão.
Assim, quando há indicativos e/ou são observadas tendências de falhas incipientes em equipamentos, são programadas manutenções preventivas. E quando ocorre um
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defeito ou uma falha, são executadas as manutenções corretivas em caráter de urgência ou emergência, conforme ilustra o esquema simplificado dos procedimentos de manutenção da Figura 1 [2].
FIGURA 1
ESQUEMA SIMPLIFICADO DOS PROCEDIMENTOS DE MANUTENÇÃO.
Desta forma, se busca antever, com a aplicação das técnicas preditivas de manutenção, ocorrências de defeitos e de falhas em equipamentos por meio de monitoramento ou avaliações das condições de funcionamento dos equipamentos ou ainda com base em dados com os quais se possam inferir desgastes ou processos de degradação. Nesse sentido, são indispensáveis, para os diagnósticos que venham a resultar da aplicação dessas técnicas, os conhecimentos e análises de fenômenos e das características técnicas de funcionamento do equipamento, bem como de todos os seus comportamentos e/ou respostas nas seguintes situações: quando sujeitos às sobrecargas térmicas; nos casos de degradações de materiais; e quando submetidos a esforços eletrodinâmicos e mecânicos.
No caso de transformadores de potência imersos em óleo, incluem-se: as vibrações mecânicas; as variações de temperatura interna; a formação de gases no líquido isolante; o envelhecimento da isolação celulósica; a formação de descargas parciais; e a distribuição das linhas de campo elétrico no interior do equipamento.
Assim, com base na análise dos resultados da aplicação de uma técnica preditiva, elabora-se um diagnóstico final. Caso esse diagnóstico indique alguma anormalidade, a engenharia de manutenção estabelece providências necessárias visando saná-la por meio da realização de manutenção preventiva ou corretiva no equipamento em questão. Logo, os resultados da utilização dessas técnicas permitem definir o momento ótimo para a intervenção indicada, o que, por certo, significa redução de gastos, riscos e desgastes junto aos clientes consumidores.
COMPARAÇÃO ENTRE PARADAS TÉCNICAS
PROGRAMADAS E NÃO PROGRAMADAS
Paradas técnicas (desligamentos) não programadas podem significar interrupções de fornecimento, pois nem sempre se consegue suprir todas as cargas interrompidas por meio de outros transformadores ou subestações móveis de forma imediata (transferência de carga). Por outro lado, as paradas programadas, pelas suas características, ensejam menores gastos, riscos e desgastes junto aos clientes, sobretudo pela possibilidade de prévia comunicação aos consumidores por ocasião da necessidade de suspensão temporária do fornecimento de energia.
Neste trabalho, para que se possam visualizar as implicações e as consequências que decorrem de paradas técnicas programadas (com ou sem interrupção), ou não programadas, em transformadores de potência imersos em óleo isolante, foi elaborada a comparação dos fatores envolvidos, conforme apresentado na Tabela 1. Esse estudo refere-se apenas a casos envolvendo transformadores de potência de médio e grande porte, cujas características são: médio porte: classe de tensão ≥ 72,5 kV e ≤ 145 kV, e
potências nominais ≥ 10 MVA e ≤ 25 MVA; grande porte: classe de tensão ≥ 145 kV e ≤ 242 kV, e
potências nominais >25 MVA no caso de transformadores trifásicos, e ≥ 16,66 MVA para unidades monofásicas.
TABELA 1
QUADRO COMPARATIVO: PARADAS TÉCNICAS (DESLIGAMENTOS).
Descrição Programada
sem interrupção
Programada com
interrupção
Não programada
- Tempo de substituição do equipamento
Menor Menor Maior
- Perdas de arrecadação decorrentes da interrupção
de fornecimento Não existe Menor Maior
- Custos de mão de obra das equipes de manutenção
Menor Menor Maior
- Indenizações por possíveis perdas e danos materiais causados aos
consumidores
Não existe Improvável Provável
- Multas aplicadas pelos agentes reguladores
Não existe Não existe Provável
- Índices de medição de qualidade de fornecimento
Mantidos de acordo com o
exigível
Mantidos de acordo com o
exigível Prejudicados
- Insatisfação dos consumidores
Não existe Pequena Grande
- Custo da logística das ações das equipes de
manutenção Menor Menor Maior
- Riscos de acidentes com equipe de campo
Menor Menor Maior
Cabe ressaltar que os tempos de interrupção de
fornecimento nas paradas técnicas programadas são bem menores quando comparados aos tempos das paradas emergenciais.
Indicativos e Tendências
Defeito
Falha
Equipamento
Técnicas Preditivas
Critérios de Engenharia de
Manuteção
Manutenção Preventiva
Emergência
Programação de Urgência
Manutenção Corretiva
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Quando se realiza uma atividade planejada, as possibilidades de danos e dispêndios inerentes a ela são mitigadas, o que não é diferente no caso de transformadores. Como exemplos, podem ser citados os eventos de desligamentos programados para a realização de substituições e/ou remanejamentos de transformadores de potência. Nesses casos, o planejamento permite que toda a movimentação e transporte das unidades transformadoras envolvidas nas substituições/remanejamentos possam ser feitos de forma mais segura e econômica, o que resulta em menores custos e riscos de danos materiais e acidentes com trabalhadores.
Quando se trata de uma parada não programada, duas situações podem ocorrer. A primeira refere-se à intervenção corretiva para a correção de falha ou de defeito sem que seja necessária a substituição do transformador. A segunda ocorre quando o transformador sofre falha ou defeito, e deve ser substituído por uma unidade reserva. Esta última situação é a mais complexa e a que causa maiores transtornos, principalmente quando a parada não programada força a interrupção de fornecimento. Necessário ressaltar que os problemas decorrentes de uma parada não programada que resulte em perda de fornecimento podem ser mitigados com a utilização de uma subestação móvel, que possibilita o planejamento (preparação prévia) para a instalação da unidade reserva, ou ainda pela utilização de unidade reserva local que esteja pronta para ser ligada (reserva fria).
PRINCIPAIS TÉCNICAS PREDITIVAS – NÃO
INVASIVAS E SEM DESLIGAMENTOS
As principais técnicas preditivas – não invasivas e sem desligamentos – aplicadas em transformadores de potência, e abordadas neste trabalho são: a análise de gases dissolvidos em óleo (AGD); as análises físico-químicas (FQ); a termovisão; e a detecção de descargas parciais (DPs) pelo método de emissão acústica (EA).
A análise de gases dissolvidos em óleo (AGD) é utilizada para analisar a evolução de gases no óleo do transformador, os quais em determinadas quantidades correspondem a diferentes tipos de defeitos. A formação desses gases pode ocorrer devido ao processo de envelhecimento natural e/ou como resultado de falha no equipamento, ainda que seja em fase incipiente [2].
Em relação à técnica de análise físico-química, esta permite inferir a condição da isolação e o estado do óleo mineral isolante a partir da análise em laboratório de amostra de óleo mineral isolante do transformador em serviço. As principais características físico-químicas, ou ensaios, utilizados como parâmetros de classificação do óleo isolante, são: rigidez dielétrica, teor de água, cor, perdas dielétricas, índice de acidez, tensão interfacial e densidade.
Outra técnica preditiva importante é a termovisão. Por meio desta técnica é possível detectar as radiações de infravermelho emitidas pelo objeto inspecionado, transformando-as em imagens térmicas visíveis chamadas de
termogramas [3]. Dessa forma, a inspeção termográfica ou termovisão é utilizada em transformadores para identificação de pontos quentes em suas conexões externas.
A detecção de descargas parciais é uma ferramenta importante para o diagnóstico de equipamentos de alta tensão, pois auxilia a identificar o envelhecimento prematuro dos materiais isolantes, defeitos de fabricação, bem como prevenir interrupções não programadas do sistema elétrico.
O termo descarga parcial (DP) é definido pela norma IEC 60270 [4] como sendo uma descarga elétrica localizada que atravessa parcialmente um meio isolante entre dois meios condutores, podendo ou não ocorrer próximo a esse meio condutor. Ela vem sendo pesquisada por várias décadas e a maioria dos casos de detecção e/ou medição dos sinais de DPs são comprometidos por outros fenômenos parasitas acoplados, como os sinais de ruído que dificultam a identificação dos sinais desejados e, consequentemente, a sua caracterização [5].
Existem diferentes técnicas para a medição de DPs, como as de natureza elétrica, acústica, óptica e química. Porém, a técnica de detecção pelo método acústico se destaca, e faz parte deste trabalho, por ter as vantagens de se poder identificar a região onde se encontram as DPs e poder ser aplicada com o equipamento em serviço.
A detecção e a medição de descargas parciais, no caso dos transformadores, são complexas devido também ao seu comportamento eletromagnético (acoplamentos e efeitos ressonantes entre enrolamentos) [6].
Neste trabalho é apresentada uma metodologia completa de monitoramento de descargas parciais em transformadores de potência, conforme ilustra a Figura 2, que combina as principais técnicas não invasivas e sem desligamentos: AGD, a análise físico-química do óleo (FQ), e detecção de DPs pelo método acústico.
FIGURA 2 PRINCIPAIS TÉCNICAS PREDITIVAS – NÃO INVASIVAS E SEM DESLIGAMENTO.
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Análise físico-química: T2
Análise físico-química: T1
Análise de gases dissolvidos: T1
Análise de gases dissolvidos: T2
A termovisão complementa a metodologia, analisando os pontos quentes nas partes externas do equipamento.
ESTUDO DE CASO
Neste artigo são apresentadas as aplicações dessas principais técnicas preditivas por meio de um estudo de caso, em campo, realizado simultaneamente em dois transformadores de potência trifásicos e idênticos, de 33 MVA, 138 kV/13,8 kV (denominados T1 e T2), durante um ciclo completo de carregamento de 24 horas.
As amostras de óleo (ilustrada na Figura 3) dos transformadores, para a análise de gases dissolvidos em óleo (AGD) e para a análise físico-química, foram obtidas de forma criteriosa e analisadas em laboratório.
FIGURA 3 COLETA DE AMOSTRA DE ÓLEO NO CAMPO E ANÁLISE EM LABORATÓRIO
Com a técnica de AGD, foram analisadas as taxas de
crescimento de gases no óleo do transformador e feitas comparações com as taxas de crescimento típicas da família a qual ele pertence, levando-se ainda em conta as suas condições específicas de operação.
No ensaio com a técnica de detecção de descargas parciais pelo método de EA foram utilizados dois sistemas de medição (denominados de SDDP1 e SDDP2) que possibilitaram a instalação de quarenta e dois sensores de emissão acústica, conforme ilustram as Figuras 4 e 5. Nos procedimentos técnicos foram considerados: os projetos; as características de operação; e os históricos dos equipamentos submetidos aos ensaios, conforme especifica a norma técnica ABNT/NBR 15633 [7].
FIGURA 4 ENSAIO EM CAMPO: TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA EM SERVIÇO.
FIGURA 5
INSTALAÇÃO DOS QUARENTA E DOIS SENSORES DE EA: DETEÇÃO DE DPS.
Resultados das técnicas preditivas no estudo de caso
Os resultados das análises de gases dissolvidos em óleo (cromatografias) e das análises físico-químicas dos dois transformadores, em termos de evolução dos gases e das condições dos equipamentos foram satisfatórios, e são apresentados na Figura 6.
FIGURA 6 IMAGEM DO SOFTWARE UTILIZADO: AGD E ANÁLISES FÍSICO-QUÍMICAS.
As inspeções termográficas foram realizadas com
termovisor de alta resolução, e as análises dos resultados evidenciaram temperaturas dentro da normalidade, conforme é ilustrado na Figura 7.
As análises dos resultados de ensaios de detecção de descargas parciais pelo método de emissão acústica indicaram que: no transformador T2 não há evidências de DPs; no transformador T1 há evidências consideráveis de DPs no período de maior carregamento do ciclo, associando a ponta de carga do transformador ao aumento das DPs, recomendando-se um maior acompanhamento deste
Cromatógrafo
T1 T2
SDDP1 SDDP2
Equipamento de reserva
Sensores EA
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Localização dos sinais gerais Localização dos sinais de DPs
Identificação dos sensores
X X
Y Y
Z Z
equipamento de acordo com o cronograma de manutenção preventiva.
FIGURA 7 INSPEÇÃO TERMOGRÁFICA NO TRANSFORMADOR T1
A Figura 8 ilustra as regiões de localização dos sinais:
gerais, incluindo os ruídos mecânicos gerados pela operação normal do comutador de derivação; e os com evidências de descargas parciais, detectados no transformador T1.
FIGURA 8 LOCALIZAÇÃO DE SINAIS DETECTADOS NO TRANSFORMADOR T1.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A fragilidade de uma técnica, em certo quesito, é compensada pela sensibilidade de outra. A técnica de termovisão, por exemplo, permite localizar pontos com elevações anormais de temperatura – como em conectores de buchas –, mas apenas externamente ao equipamento, sendo assim bastante limitada no que diz respeito a defeitos ou falhas internos dos transformadores. Outro exemplo, seria a técnica de análise de gases dissolvidos em óleo isolante (AGD) que, mesmo sendo uma técnica consagrada e
eficiente, apresenta baixa sensibilidade para descargas parciais [1] e não permite localizar falhas incipientes no interior dos transformadores.
Assim, conclui-se que a metodologia empregada neste trabalho, de se utilizar técnicas conjugadas, proporciona resultados significativos porque apresenta maior eficiência em relação à localização e à identificação de falhas incipientes em relação às outras metodologias, além de que as técnicas se complementam. Portanto, ela se destaca por proporcionar maior confiabilidade no fornecimento de energia elétrica, contribuindo dessa forma para o desenvolvimento sustentável.
AGRADECIMENTOS
À Superintendência de Manutenção, ao Departamento de Engenharia e Controle da Manutenção e ao Departamento de Manutenção da Alta Tensão da Celg Distribuição S.A., e à Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação da Universidade Federal de Goiás pelas colaborações. À FAPEG e à Agência Nacional de Energia Elétrica - Brasil (via Projeto de P&D) pelos apoios financeiros.
REFERÊNCIAS
[1] Azevedo, C.H.B; Marques, A.P. and Ribeiro, C.J., “Methodology for the detection of partial discharges in power transformers using the acoustic method”, in Proc. EUROCON 2009 Conference, Saint Petersburg, Russia, May, 2009.
[2] Marques, A. P., “Eficiência energética e vida útil de transformadores de distribuição imersos em óleo mineral isolante”. Dissertação de Mestrado - Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação, Universidade Federal de Goiás, Goiânia, Brasil, 2004.
[3] Santos, L.; Barbosa, L.C.; Araújo, R.A.; Sinescalchi, R.T., “As diferentes visões sobre a aplicação da termografia no sistema elétrico de Furnas e as ações adotadas para buscar a convergência entre elas, com a máxima operacionalidade, produtividade e confiabilidade do sistema”, In: XVIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), Curitiba, Brasil, 2005.
[4] International e Electrotechnical Comission, “IEC 60270 - High voltage test techniques: partial discharge measurements”, 3rd ed. Switzerland, Mar. 2001.
[5] Cole, P.T., “Location of Partial Discharges and Diagnostics of Power Transformers using Acoustic Methods”, Proceedings of the 1997 IEEE Diagnostic methods for Power Transformers Conference, London, 1997.
[6] Bartnikas, R., “Partial discharges their mechanism, detection and measurement”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Quebec, Canada, v. 9, n. 5, Oct. 2002.
[7] Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, “NBR 15633 - Ensaio não destrutivo – Emissão acústica – Detecção e localização de descargas parciais e anomalias térmicas e mecânicas (DPATM) em transformadores de potência e reatores isolados a óleo”, ABNT, Rio de Janeiro, Brasil, 2008.